Spis treści
Według ostatnich danych rocznych, zebranych przez Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami, w 2021 r. polskie instalacje objęte unijnym systemem EU ETS wyemitowały prawie 192 mln ton CO2 – o 11,5 proc. więcej niż rok wcześniej.
Na czele znalazła się energetyka zawodowa z emisją na poziome niemal 105 mln ton (sama Elektrownia Bełchatów odpowiada za ponad 30 mln ton), a następnie elektrociepłownie zawodowe (23,6 mln ton) oraz przemysły: cementowy (10,6 mln ton), rafineryjny (prawie 10 mln ton) i chemiczny (9,8 mln ton).
Emisje CO2 są już dużym problemem dla wielu sektorów, ale chyba żadna branża nie robi wokół tego tematu tyle hałasu co cementowa.
Cementownie dochodzą do ściany
Ten przemysł jest jednak w specyficznej sytuacji, gdyż za blisko 2/3 jego emisji CO2 odpowiada niemożliwa do wyeliminowania emisja procesowa. Dochodzi do niej w trakcie rozkładu węglanu wapnia w piecu do wypału klinkieru – głównego składnika cementu.
Dotychczas cementownie obniżały swoją emisyjność m.in. dzięki podnoszeniu efektywności energetycznej, a także coraz większemu zastępowaniu węgla kamiennego paliwami alternatywnymi (m.in. RDF z odpadów komunalnych, osady ściekowe i zużyte opony) do opalania swoich pieców.
Te działania mają być kontynuowane wraz z innymi pomysłami na zmniejszanie śladu węglowego, m.in. opracowywanie produktów z większym udziałem domieszek (popioły lotne, żużel wielkopiecowy, piasek, glina czy gips), co zmniejszy zapotrzebowanie na wypał klinkieru.
To jednak wciąż za mało, żeby móc się zbliżyć do neutralności klimatycznej, którą Unia Europejska ma osiągnąć w 2050 r. Tego celu cementownie nie są w stanie osiągnąć bez inwestycji w technologie wychwytywania, składowania/wykorzystania CO2 (CCS/CCU). A duże problemy dla branży mogą zacząć się znacznie wcześniej, bo od 2034 r. przestanie ona otrzymywać bezpłatne uprawnienia do emisji CO2.
Fundacja Instrat, w niedawnej analizie pt. „Pas Cementu to wyzwanie inne niż wszystkie” zwróciła uwagę na dużą koncentrację tej branży w pasie, który ciągnie się od południowej Lubelszczyzny, przez woj. świętokrzyskie, śląskie i opolskie. W tym obszarze występują skały wapienne, czyli podstawowy surowiec do produkcji cementu.
– Podobnie jak w przypadku Górnego Śląska i Małopolski Zachodniej, gdzie koncentrowało się wydobycie węgla kamiennego, w przypadku konieczności nagłej dekarbonizacji branży cementowej Pas Cementu może doświadczyć bolesnego szoku – podkreślił Instrat.
Najsilniej odczułoby to woj. świętokrzyskie, gdzie znajdują się trzy zakłady. Cały przemysł cementowy, według szacunków branży, zatrudnia w Polsce bezpośrednio ok. 4 tys. osób, a pośrednio tworzy ok. 25 tys. miejsc pracy w swoim otoczeniu. Problemy cementowni mogłoby się też mocno odbić na wielu usługodawcach czy dostawcach.
Nowelizacja uwolni CCS
Sektorowi udało się wiosną minionego roku doprowadzić do utworzenia Parlamentarnego Zespołu ds. Rozwoju Przemysłu Cementowego w Polsce, a przez to nieco zwiększyć siłę lobbingu w kluczowych dla niej sprawach.
Tematowi CCS było poświęcone ostatnie z posiedzeń zespołu, które odbyło się pod koniec stycznia. Było ono o tyle istotne, że poza zarządami największych spółek wziął w nim udział także Piotr Dziadzio, wiceminister klimatu i środowiska, a zarazem Główny Geolog Kraju.
To on nadzoruje prace nad projektem nowelizacji Prawa geologicznego i górniczego (Numer z wykazu: UD280), który udostępniono do konsultacji w listopadzie 2021 r. Jednym z jej celów jest „wprowadzenie instrumentów prawnych związanych z transformacją energetyczno-klimatyczną”.
W skrócie chodzi przede wszystkim o umożliwienie składowania CO2 w górotworze (w obszarach morskich i lądowych, a także w strukturach złożowych węglowodorów). Obecny stan prawny pozwala na to tylko w projektach demonstracyjnych.
Jak zapowiedział wiceminister Dziadzio, uzyskanie koncesji na składowanie CO2 ma zostać ułatwione. Ponadto będzie można przekształcać obecne koncesje, chociażby na wydobycie gazu, na składowanie CO2. Resort klimatu ma mieć na oku już jedno złóż, które w 2025 r. – po zakończeniu wydobycia – ma zostać przeznaczone na pilotaż składowiska o pojemności ok. 1 mln ton.
Główny Geolog Kraju stwierdził, że ma Polska ma jeden z największych potencjałów składowania CO2 w Europie, który może wystarczyć nawet na 50-70 lat. Atutem są też dobrze rozpoznane struktury geologiczne.
– To jest obszar, który powinien być priorytetowo traktowany w naszej legislacji. Natomiast bardzo wiele osób nie zdaje sobie sprawy z istotności zjawisk opisanych w Prawie geologicznym i górniczym, które muszą być zmienione dla dobra gospodarki – mówił wiceminister Dziadzio, dodając, że CCS jest kluczowym czynnikiem dla zachowania konkurencyjności polskiej gospodarki.
Główny Geolog apeluje
To jednak dopiero pierwszy krok, bo kolejny to nowelizacja prawa energetycznego pod kątem transportu CO2 rurociągami. W resorcie klimatu mają już trwać analizy w tym temacie, bo do takiego systemu trzeba będzie podpiąć nie tylko cementownie, ale też huty, rafinerie, zakłady chemiczne czy energetykę. Trzeba będzie również stworzyć operatora tego systemu przesyłowego, jak i podmiot odpowiedzialny za magazynowanie.
Wiceminister Dziadzio wyraził nadzieję, że nowelizację Prawa górniczego i geologicznego uda się przeprowadzić jeszcze w tej kadencji Sejmu.
– Mam apel do Państwa, aby zwrócić się do Prezesa Rady Ministrów o przyspieszenie prac na tymi zmianami – mówił wiceminister pod podczas posiedzenia zespołu.
Sytuacja, w której wysokiej rangi urzędnik państwowy musi apelować podczas spotkania z przedstawicielami danej branży o wsparcie u premiera nie należy raczej do częstych.
– Wiceminister Dziadzio jest osobą bardzo kompetentną i merytoryczną, która przez to, że znajduje się poza głównym nurtem politycznym, nie ma siły przebić się z tym tematem w rządzie jako wymagającym priorytetu – mniej więcej takie głosy można usłyszeć, gdy rozmawia się z osobami zaangażowanymi w tematykę CCS.
Na początku lutego projekt nowelizacji został przekazany do prac w Komisji Prawniczej. Nie wiadomo jednak kiedy trafi pod obrady rządu, a następnie jakie będzie tempo jego rozpatrywania przez Sejm. Zwłaszcza w obliczu rozkręcającej się kampanii wyborczej, która z pewnością będzie nadawała priorytet ustawom o szerszym wydźwięku politycznym.
Zeroemisyjna cementownia już w 2027 roku
Pierwszym zeroemisyjnym zakładem cementowym w Polsce, a jednocześnie jednym z pierwszych na świecie, ma zostać w 2027 r. Cementownia Kujawy, należąca do grupy Lafarge.
Takie jest założenie projektu „Kujawy Go4ECOPlanet”, na który udało się pozyskać 228 mln euro dofinansowania z unijnego Funduszu Innowacyjnego. Umowę w tej sprawie podpisano w styczniu 2023 r. Łączna kwota nakładów, które pochłonie projekt przez najbliższe 10 lat, to 380 mln euro, czego koszty inwestycyjne wynoszą 265 mln euro.
Zobacz też: Fundusz Innowacyjny wesprze w Polsce CCS i produkcję baterii
W przedsięwzięciu zostanie zastosowana opracowana przez Air Liquide nowatorska technologia kriogeniczna, polegająca na wymrażaniu CO2 ze spalin. Następnie CO2 ma być skraplane i transportowane koleją do Portu Gdańsk i dalej do miejsc składowania na Morzu Północnym. W przyszłości, jeśli pojawią się takie możliwości, ten transport zostanie zastąpiony przesyłem rurociągami do miejsc podziemnego składowania na ternie Polski.
Innym przedsięwzięciem, na którym prace ruszyły jesienią 2021 r., jest to prowadzony przez Grupę Górażdże, należącą do Heidelberg Materials. W ramach koncernu bierze ona udział w finansowanym ze środków UE projekcie badawczym ACCSESS. Uczestniczy w nim 18 partnerów przemysłowych i organizacji badawczych, a koordynatorem jest norweska firma Sintef Energi.
W położonej niedaleko Opola cementowni zostanie pilotażowo wdrożona instalacja do wychwytywania CO2 z gazów spalinowych po procesie spalania. Do 2025 r., przewidziano też stworzenie ram prawnych i organizacyjnych dla efektywnego systemu transportu CO2 z Europy kontynentalnej do składowisk znajdujących się na Morzu Północnym.
Inwestycje warte miliardy
Czego jeszcze możemy w tej dziedzinie spodziewać się w przyszłości w przypadku przemysłu cementowego? Pewną odpowiedź na to pytanie może dawać analiza, którą na zlecenie Stowarzyszenia Producentów Cementu przygotowało Centrum Energetyki Akademii Górniczo-Hutniczej.
Obejmowała ona opracowanie założeń dla referencyjnych układów wychwytu CO2 metodami stosowanymi już na świecie: aminową (MEA) i chemicznej pętli wapniowej (CaL).
Jak informował prof. Marek Ściążko, jeden z autorów analizy, koszt instalacji wychwytywania CO2 dla linii produkcyjnej o wielkości produkcji 5 tys. ton klinkieru na dobę to od ok. 500 mln zł w przypadku technologii MEA do ok. 1,5 mld zł przy metodzie CaL. Wychwytywanie CO2 będzie się wiązało ze wzrostem zużycia energii elektrycznej przez zakłady o ok. 100-150 proc.
Do tego trzeba doliczyć koszty transportu i składowania. W analizie AGH wskazano trzy potencjalne lokalizacje, uwzględniające położenie cementowni, ale też możliwe do wykorzystania przez inne zakłady – w województwach opolskim, kujawsko-pomorskim oraz świętokrzyskim.
Według prof. Ściążko na świecie działa obecnie 30 obiektów wykorzystujących technologię CCS o wydajności 43 mln ton CO2. W różnych fazach budowy lub przygotowań są 164 kolejne obiekty. Krajem najbardziej zaawansowanym w tej dziedzinie są Stany Zjednoczone, które stosowały tę technologię już w latach 60. ubiegłego wieku przy wydobyciu ropy naftowej.
– W perspektywie do 2050 r. w CCS będzie wyłapywane już kilka miliardów ton CO2 rocznie i patrząc z perspektywy biznesowej będzie to nowa gałąź gospodarki – ocenił prof. Ściążko.
Elektrownie też analizują
O inwestycjach w CCS myśli też energetyka, która dekadę temu zaliczyła nieudane podejście do pilotażowego przedsięwzięcia w Elektrowni Bełchatów. Więcej na ten temat pisaliśmy w artykule pt. Polska znów chce zapędzić w dołek CO2.
Takie plany spotykają się też z krytyką, m.in. ze strony fundacji Instrat, która wskazuje, że pierwszeństwo w dostępie do CCS powinny mieć te branże, które trudniej dekarbonizować niż energetykę, czyli choćby cementownie, huty czy zakłady chemiczne. Tak, aby nie tracić energii i zasobów magazynowych na emisję z sektora energetycznego, który może zmniejszać emisje przede wszystkim odchodząc od spalania węgla.
Niezależnie od takich opinii na zlecenie Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie (TGPE) powstały studia wykonalności CCS dla pięciu lokalizacji z blokami energetycznymi. Przygotowało je konsorcjum, którego liderem jest Centrum Energetyki AGH, a jego skład uzupełniają Instytut Nafty i Gazu, Państwowy Instytut Geologiczny, Instytut Chemicznej Przeróbki Węgla oraz Główny Instytut Górnictwa.
Analizie poddano blok węglowy klasy 1000 MW w Elektrowni Kozienice (Enea), który jest nowoczesny i ma przed sobą długi czas eksploatacji. Kolejne dwa bloki to te, które obecnie są budowane w Elektrowni Dolna Odra (PGE), czyli jednostki gazowe o mocy 700 MW każda. Pozostałe dwie jednostki to należące do grupy Orlen bloki gazowe klasy 500 MW we Włocławku i EC Żerań. Analiza dotyczyła również koncepcji bloku ze zgazowaniem węgla o mocy 250 MW w Elektrowni Łaziska (Tauron).
Jak poinformował portal WysokieNapiecie.pl Waldemar Szulc, dyrektor biura TGPE, studia wykonalności zostały przekazane właścicielom bloków. Natomiast wiceminister klimatu Piotr Dziadzio poprosił te spółki o informację nt. oceny uzyskanych wyników pod kątem możliwości podejmowania decyzji o potencjalnych inwestycjach w instalacje CCS.
– W sytuacji, gdy ocena uzyskanych wyników analiz byłyby pozytywna, to wtedy można by przejść do kolejnego etapu, czyli przygotowania do rozpoczęcia działań dla wybudowania pilotażowej instalacji – wskazał Szulc.
Jak dodał, taki pilotaż powinien dotyczyć instalacji CCS o znaczącej wydajności wraz z systemem transportu – najlepiej rurociągowego – do miejsca składowania. Choć do czasu dostosowania regulacji prawnych dotyczących składowania CO2 na lądzie, instalacja pilotażowa nie powinna być większa niż sto tysięcy ton rocznie.
– Instalacja pilotażowa będzie ważnym argumentem w konsultacjach społecznych. Przygotowania do tego realizacji takiego przedsięwzięcia zajęłoby zapewne kilka lat. Konieczne jest dostosowania regulacji, szczególnie w zakresie magazynowania CO2 oraz ustanowienia odpowiedzialności podmiotowej za transport i magazynowanie – wyjaśnił dyrektor.
Inwestycje w CCS z kasy za CO2
Zdaniem Szulca, barierą spowalniającą cały proces jest wciąż nierozstrzygnięta kwestia powstania Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego, do której mają trafić aktywa węglowe państwowych grup energetycznych.
– Ma to bardzo duży wpływ na kwestie decyzji utrzymania i modernizacji majątku, który ma być włączony do NABE. Ta niepewność ma fundamentalne znaczenie pod względem podejmowania decyzji modernizacyjnych i inwestycyjnych dla poprawy efektywności konwencjonalnych źródeł wytwórczych – stwierdził Szulc.
Jednocześnie zwrócił uwagę, że przykład projektu w Cementowni Kujawy pokazuje, że wykorzystanie technologii CCS w Polsce staje się faktem.
– Wysokie ceny uprawnień do emisji CO2 sprawiają, że takie inwestycje mają biznesowe i ekologiczne uzasadnienie. Co prawda w przypadku cementowni te przedsięwzięcia mogą być nieco łatwiejsze, bo ich emisje są niższe niż energetyki. Dzięki temu transport CO2 koleją może być zasadnym rozwiązaniem, co pokazuje przykład projektu w Cementowni Kujawy. W przypadku energetyki transport musi opierać się na systemie rurociągów – stwierdził Szulc.
Jak dodał, z przeprowadzonych analiz wynika, że koszt wybudowania instalacji wychwytu dla całego strumienia CO2 z bloku energetycznego został oszacowany na poziomie zbliżonym do nakładów na budowę takiego bloku. Jednak ze względu na obecne i przewidywane ceny uprawnień do emisji CO2, wyliczone wskaźniki ekonomiczne (IRR oraz NPV) są korzystne dla takich przedsięwzięć.
Zobacz też: Zaskakujące zmiany w dyrektywie o handlu emisjami CO2
Ponadto w ramach studium wykonalności dla bloku gazowego we Włocławku przyjęto też możliwość dalszego wykorzystania wychwyconego CO2 w przemyśle chemicznym – do wytwarzania innych produktów, gdyby to było opłacalne. Również w przypadku CO2 wychwyconego wcześniej i już zatłoczonego do miejsca magazynowania.
Niemniej, jak zaznaczył Szulc, projekty CCS będą wymagały wsparcia finansowego. Pokazuje to choćby przedsięwzięcie w Cementowni Kujawy, które ruszyło po uzyskaniu środków z unijnego Funduszu Innowacyjności.
W przypadku źródeł krajowych możliwe, że będą one pochodzić z planowanego Funduszu Transformacji Energetyki, z którego będzie można finansować m.in. inwestycje związane wychwytem, przetwarzaniem i składowaniem dwutlenku węgla.
Zobacz też: Fundusz Transformacji Energetyki – drugie podejście
FTE będzie finansowany z 40 proc. środków uzyskanych ze sprzedaży na aukcjach praw do emisji CO2 w latach 2023-30. Do tego zaliczone zostanie 50 proc. kwoty ze sprzedaży puli uprawnień niewykorzystanych w ramach derogacji. Maksymalny limit wydatków FTE do 2031 r. ustalono na 112,4 mld zł.
Jednak jak na razie związany z jego powołaniem projekt nowelizacji ustawy o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych oraz niektórych innych ustaw (Numer z wykazu: UA7) również łapie poślizg. Resort klimatu zakładał, że zostanie on przyjęty przez rząd w czwartym kwartale 2022 r., ale prace wciąż nie wyszły z etapu konsultacji i opiniowania.
Dania wspiera, a Niemcy zmieniają zdanie
Technologia CCS znajduje się na również w orbicie zainteresowań innych krajów Unii Europejskiej. Warto zwrócić na dwa ciekawe wydarzenia ze stycznia 2023 r.
Pierwsze dotyczy zatwierdzenia przez Komisję Europejską duńskiego programu wsparcia o wartości 1,1 mld euro. Przewiduje on, że pomoc będzie udzielana w drodze przetargu, który zostanie rozstrzygnięty w 2023 r. Przetarg będzie otwarty dla przedsiębiorstw prowadzących działalność we wszystkich sektorach przemysłu, w tym w sektorze odpadów i energetyce.
W ramach 20-letniej umowy beneficjent będzie wychwytywał i składował co najmniej 0,4 mln ton CO2 rocznie, począwszy od 2026 r. Pomoc pokryje różnicę między szacowanymi całkowitymi kosztami wychwytywania i składowania tony CO2 w całym cyklu życia umowy i zwrotu oczekiwanego przez beneficjenta. Maksymalna kwota pomocy wyniesie 54,9 mln euro.
Natomiast drugie wydarzenie to wizyta w Norwegii Roberta Habecka, wicekanclerza oraz ministra gospodarki i klimatu Niemiec.
Dotyczyła ona zacieśnienia współpracy dotyczącej m.in. gazu, zielonego wodoru, elektromobilności czy transportu morskiego, ale również CCS. Zapowiedziano chociażby sprawdzenie możliwości budowy rurociągu do transportu CO2 wychwyconego z niemieckiego przemysłu do miejsc składowania pod norweskim dnem morskim.
Michał Kędzierski, analityk Ośrodka Studiów Wschodnich, komentując to wydarzenie podkreślił, że pokazuje ono zmianę dotychczasowego stanowiska Niemiec w temacie CCS. Wcześniej rząd federalny pomijał ją w swoich planach dekarbonizacji przemysłu ze względu na kontrowersje, które wzbudzała od lat w Niemczech, zwłaszcza wśród wpływowych tam organizacji ekologicznych.
– Największymi oponentami CCS wśród partii politycznych są Zieloni. Tymczasem nie tylko przemysł, lecz także liczni krajowi i zagraniczni eksperci zajmujący się problematyką dekarbonizacji tego sektora wskazują, że w niektórych branżach nie da się całkowicie wyeliminować emisji gazów cieplarnianych i korzystanie z CCS będzie nieodzowne – tłumaczył Kędzierski.
Jak dodał, Norwegia od dawna lobbowała w Niemczech i UE za tą technologią na szczeblu zarówno politycznym, jak i biznesowym. Wiele niemieckich firm w ostatnich miesiącach zapowiedziało wraz z norweskim koncernem Equinor realizację wspólnych projektów w tym obszarze.
Ponadto coraz więcej wskazuje na to, że Berlin nie tylko umożliwi eksport CO2 i jego składowanie w innych krajach (obecnie prawnie zabroniony), lecz także może dopuścić realizację projektów CCS pod dnem niemieckiej części Morza Północnego. Rozpoczęto już konsultacje w tej sprawie, które mają się zakończyć przyjęciem w 2023 r. strategii.
– Wiele będzie zależeć od stanowiska Zielonych. Przy okazji wizyty w Norwegii Habeck rozpoczął skierowaną głównie do swojego elektoratu i zaplecza partii ofensywę komunikacyjną pod hasłem „Lepszy CO2 w ziemi niż w atmosferze”, której celem jest przekonanie ich, że CCS to bezpieczna i wypróbowana technologia – komentował Michał Kędzierski.
Wódka sposobem na CO2
Jeśli chodzi o ciekawe analizy, to taką niedawno zaprezentowali też naukowcy z Sintef Energy Research oraz Delft University of Technology.
Na potencjalnym przykładzie blisko 40-kilometrowego mostu Lake Pontchartrain Causeway w USA wykazali, że choć stosowanie CCS może mieć duży wpływ na koszt produkcji cementu czy stali (odpowiednio wzrost o 60 i 13 proc.), to ogólny wzrost kosztu budowy mostu wyniósłby tylko 1 proc.
Autorzy analizy podkreślili, że CCS bywa często krytykowany za to, że jest zbyt drogi. Jednak choć w wielu badaniach zbadano już wpływ wdrożenia CCS na zakłady przemysłowe, to brakuje badań, które pokażą skutki dla użytkownika końcowego.
Ta kwestia jest natomiast kluczowa, bo większość inwestorów czy ludzi nie kupuje cementu czy stali, ale produkty, w których je wykorzystano, czyli np. mosty lub domy. To powinno więc zachęcić chociażby do stawiana wymogów związanych ze stosowaniem niskoemisyjnych materiałów budowlanych w przetargach publicznych.
Nie zmienia to jednak faktu, że projekty CCS do łatwych nie należą, a transport i składowanie CO2 może budzić protesty społeczne. Czy w takiej sytuacji można szukać bardziej akceptowalnych alternatyw? Możliwe, że w polskich warunkach na powodzenie mogłaby zyskać technologia, którą opracowała amerykańska firma Air Company.
Przy pomocy CO2 oraz zielonego wodoru wytwarza ona etanol, z którego powstaje AIR Vodka. Do tanich ona jednak nie należy, bo butelka 40-procentowego alkoholu o pojemności 0,75 l kosztuje 75 dolarów, czyli ok. 330 zł. Nikt jednak nie obiecywał, że osiągnięcie neutralności klimatycznej będzie tanie.
