Spis treści
Polskie CO2 musi pójść pod ziemię zamiast do atmosfery – pisaliśmy na naszych łamach w lutym tego roku, gdy opisywaliśmy wyczekiwanie na nowelizację Prawa geologicznego i górniczego. Znalazły się w niej przepisy m.in. umożliwiające składowanie CO2 w górotworze (w obszarach morskich i lądowych, a także w strukturach złożowych węglowodorów).
Dotychczasowy stan prawny pozwalał na to tylko w projektach demonstracyjnych, a bez wykorzystania tych technologii na masową skalę dekarbonizacja niektórych sektorów przemysłu, m.in. cementowego, hutniczego czy chemicznego, praktycznie nie będzie możliwa – przynajmniej w przewidywalnej przyszłości.
Projekt nowelizacji udostępniono do konsultacji już w listopadzie 2021 r., ale do prac w Sejmie wpłynął dopiero w maju 2023 r. Natomiast jeszcze w styczniu tego roku Piotr Dziadzio,pozbawiony mocnego zaplecza politycznego wiceminister klimatu i środowiska oraz Główny Geolog Kraju, podczas spotkania z przedstawicielami przemysłu cementowego apelował o wsparcie w staraniach o przyspieszenie procesu legislacyjnego.
„Złoża strategiczne” przykryły temat CO2
Jednak podczas prac nad nowelizacją w Sejmie, a potem w Senacie, potrzeba inwestycji w technologie wychwytywania, składowania/utylizacji CO2 (CCS/CCU) już praktycznie nie przykuwały niczyjej uwagi.
Projekt dotyczył bowiem znacznie szerszego zestawu tematów, a wśród nich znalazł się jeden bardzo kontrowersyjny. Chodzi o wprowadzenie definicji „złoża strategicznego”, które ze względu na swoje znaczenie dla gospodarki lub bezpieczeństwa kraju będzie podlegać szczególnej ochronie prawnej. Szczegółowo te regulacje w ostatnich dniach na łamach portalu WysokieNapiecie.pl opisał Piotr Syryczyński w artykule pt. Rząd po cichu wywłaszcza obywateli w obronie „strategicznych” złóż, o których nic nie wiadomo.
W Sejmie nowelizację Zjednoczonej Prawicy udało się przepchać w połowie czerwca 236 głosami, po czym niespełna miesiąc później kontrolowany przez opozycję Senat odrzucił projekt w całości. W izbie wyższej już praktycznie skupiono się tylko na piętnowaniu arbitralności regulacji dotyczących „złóż strategicznych” oraz ich wpływu na prawo własności.
Niespodziewanie po powrocie projektu do Sejmu głosowanie nad senackim wetem wypadło z harmonogramu lipcowego posiedzenia. Wśród przeciwników planowanych przepisów mogły się pojawić wtedy nadzieje, że w kontekście rozkręcającej się kampanii wyborczej kontrowersyjne przepisy jednak trafią do kosza.
Tak się jednak nie stało i 17 sierpnia podczas ostatniego, 81. posiedzenia tej kadencji, uchwała Senatu została odrzucona. Tym razem już jednak tylko 227 głosami – trzema więcej od wymaganej większości bezwzględnej. Prezydent podpisał nowelizację 1 września i czeka ona jeszcze tylko na opublikowanie w Dzienniku Ustaw.
Pierwszy krok do przyspieszenia rozwoju CCS w Polsce został więc zrobiony. Jednak na większą skalę na pewno ono nie zaistnieje, jeśli nie pojawią możliwości przesyłania dużych ilości wychwyconego CO2 do składowisk – czy to w Polsce, czy na terenie innych państw.
Dlatego kolejnym wyzwaniem będzie stworzenie odpowiedniego systemu rurociągów, który połączy cementownie, huty, zakłady chemiczne czy inne fabryki. Trzeba będzie stworzyć operatora tego systemu przesyłowego i powołać podmiot odpowiedzialny za magazynowanie. CO2.
Już w styczniu wiceminister Dziadzio informował, że w resorcie klimatu trwają na ten temat prace koncepcyjne. Jeśli faktycznie tak się dzieje, to w najbliższych miesiącach powinno pojawić się więcej informacji na ten temat – choćby tylko wstępnych założeń. I to niezależnie od tego, jaki będzie układ polityczny po październikowych wyborach.
Cementownia będzie pierwsza
Jak na razie nie bez powodu pierwsza wielkoskalowa instalacja CCS w Polsce może powstać do 2027 r. w Cementowni Kujawy w pobliżu Inowrocławia. Należący do grupy Lafarge zakład będzie ok. 1 mln ton skroplonego CO2 rocznie (10 proc. emisji sektora cementowego) wysyłał koleją do Portu Gdańsk i dalej statkami do miejsc składowania na Morzu Północnym.
– Stosunkowo niewielka odległość cementowni od portu sprawia, że łańcuch logistyczny z wykorzystaniem transportu kolejowego jest na tyle ekonomicznie efektywny, że mogliśmy już teraz podjąć się inwestycji w CCS – bez oczekiwania aż powstanie system rurociągów do transportu CO2 – opowiada w rozmowie z naszym portalem Jolanta Zdunowska, dyrektor Techniczny Projektów Wychwytywania i Składowania CO2 w Lafarge Polska.
Zwróciła przy tym uwagę, że niemal wszystkie pozostałe cementownie, w tym należąca do Lafarge Małogoszcz, leżą w południowej Polsce. Dlatego w ich przypadku konieczne jest powstanie sieci rurociągów przesyłowych, aby inwestycje w CCS były efektywne. Natomiast pewną alternatywą mogą być w tej sytuacji instalacje CCU i wykorzystanie wychwyconego CO2 do produkcji paliw syntetycznych lub innych zastosowań w przemyśle chemicznym.
Ogólny koszt projektu w Kujawach to 380 mln euro przez 10 lat, z czego CAPEX to 264 mln euro. Koszty operacyjne są związane z eksploatacją instalacji oraz transportem CO2 i jego składowaniem.
– Bez 230 mln euro wsparcia z Funduszu Innowacyjnego trudno byłoby nam finansować to przedsięwzięcie, które zasadniczo jest pionierskie w branży cementowej. Poza środkami unijnymi nie ma na razie żadnego krajowego programu wsparcia dla takich inwestycji – zaznaczyła Zdunowska.
Instalacje CCS są też energochłonne. Lafarge zakłada, że jej potrzeby zostaną w pełni pokryte przez OZE – zarówno z własnych, jak i zewnętrznych źródeł, a także przez zakup energii z gwarancjami pochodzenia energii odnawialnej.
W ostatnich kilku miesiącach ceny uprawnień do emisji CO2 oscylują w okolicach 85-95 euro za tonę, ale w lutym osiągały już poziom 100 euro.
– Według niektórych prognoz w najbliższych latach koszt może sięgnąć 200 euro. Zatem czas zwrotu z inwestycji będzie zależny od kosztów CO2. Jednak już przy obecnych cenach uprawnień instalacja w Kujawach jest ekonomicznie uzasadniona, choć oczywiście należy przy tym pamiętać o dofinansowaniu z Funduszu Innowacyjnego, który pozwoliło nam realizacje tego projektu – podkreśliła Zdunowska.
Niemniej – jak dodała – przy perspektywach odejścia od darmowych alokacji uprawnień do emisji oraz prognozowanych cenach CO2 przemysł cementowy, a także inne branże emisyjne, będą musiały podejmować decyzje o inwestowaniu w CCS lub CCU.
Budowa ruszy w 2026 roku
W czerwcu Lafarge otrzymał decyzję środowiskową oraz podpisał umowę z firmą Protech na przygotowanie projektu budowlanego instalacji CCS. Dostawcą technologii jest natomiast grupa Air Liquide.
– Projekt jest realizowany zgodnie z harmonogramem. Decyzja środowiskowa jest prawomocna i nie było od niej odwołań. CCS ma ograniczyć wpływ cementowni na środowisko, więc projekt jest pozytywny dla środowiska i otoczenia. W komunikacji ze społecznością lokalną w przejrzysty sposób informujemy o wszystkich projektach i planach inwestycyjnych – wskazała Zdunowska.
Lafarge jest w trakcie rozmów z potencjalnymi wykonawcami inwestycji. W 2024 r. mają ruszyć przygotowania placu budowy, a także zostanie podpisana umowa z generalnym wykonawcą, który wówczas rozpocznie kontraktację z podwykonawcami oraz zamawianie dostaw urządzeń. Etap budowy rozpocznie się w 2026 r.
Na razie spółka nie chce przewidywać, ile urządzeń na potrzeby instalacji zostanie wyprodukowanych w Polsce. Jak dodaje, to nowatorski projekt, więc nie można się odwoływać do innych przykładów. Na pewno jednak same prace budowlane będą realizowane przez polskie firmy i będą wykorzystywane lokalne materiały budowlane.
W toku znajdują się też rozmowy dotyczące transportu CO2 z cementowni do portu w Gdańsku, a następnie do składowiska na Morzu Północnym. Podpisanie wszystkich umów powinno nastąpić do czerwca 2024 r.
Łańcuch logistyczny będzie obsługiwany w pełni przez zewnętrzne firmy. Według założeń dziennie z cementowni będą wyjeżdżać dwa pociągi z ładunkiem CO2. Trwają jeszcze analizy, ile dokładnie specjalistycznych wagonów będzie do tego potrzeba.
– Przy obsłudze instalacji CCS i załadunku CO2 będzie pracowało około 40 osób w trybie trzyzmianowym. Wśród tych osób zapewne powstanie też zespół służb zajmujących się bieżącym serwisem i utrzymaniem ruchu. Natomiast postoje remontowe będą skorelowane z postojami remontowymi samej cementowni. Standardowo taki miesięczny postój remontowy odbywa się zimą, gdy zapotrzebowanie na cement jest mniejsze – wyjaśniła Zdunowska.
Norweski kierunek Orlenu
O ile Lafarge można uznać za pioniera CCS w Polsce, to ambicje do zajęcia mocnej pozycji w tej dziedzinie w ostatnich dniach pokazał Orlen. Koncern podpisał list intencyjny z norweską spółką Horisont Energi, której największym udziałowcem jest niemiecka grupa E.ON.
W ramach potencjalnej współpracy PGNiG Upstream Norway, spółka zależna Orlenu, miałaby uzyskać do 50 proc. udziałów w koncesji i statut operatora złoża Polaris, którego właścicielem jest Horisont Energi. Położone na norweskim szelfie kontynentalnym złoże ma posiadać potencjał do magazynowania CO2 na poziomie ok. 100 mln ton.
PGNiG Upstream Norway miała już przeprowadzić analizy techniczno-ekonomiczne projektu i przygotowuje się do rozpoczęcia szczegółowego due diligence. Harmonogram ewentualnej inwestycji zakłada wybór koncepcji zagospodarowania w 2024 r. oraz rozpoczęcie zatłaczania na przełomie 2028 i 2029 r.
– Zgodnie ze strategią grupy Orlen, w ciągu kliku lat zbudujemy silne kompetencje w dziedzinie kompleksowego zarządzania emisjami przemysłowymi. Doświadczenia, które chcemy zebrać u wybrzeży Norwegii, będziemy wykorzystywać także w Polsce – zapowiedział prezes Daniel Obajtek.
Warto przy tym przypomnieć, że od kilku lat wykorzystanie lokalizacji na Bałtyku pod składowanie CO2 zapowiada Lotos Petrobaltic, który obecnie również należy do Orlenu.
Grzegorz Strzelczyk, prezes tej spółki, kilka miesięcy temu informował, że pierwsze zatłoczenia mogą być możliwe już w ciągu 2-3 lat, a potencjał koncesji Lotos Petrobaltic to nawet 133 mln ton pojemności magazynowych. Pierwszym ze wskazywanych klientów jest Grupa Azoty, z której zakładów w Policach transport CO2 mógłby odbywać się drogą morską.
Niezależnie od tego w swojej strategii Orlen przewiduje, że do 2030 r. będzie miał możliwość magazynowania lub zagospodarowania 3 mln ton CO2 rocznie. Ma to pozwolić koncernowi ograniczyć własne emisje oraz pozwolić zaoferować takie usługi klientom zewnętrznym.
Orlen porozumieniem zawartym z Horisont Energi dołączył do wciąż wydłużającej się listy planowanych projektów, które są ogłaszane w Europie. Reuters niedawno wśród godnych odnotowania naliczył ok. 25 projektów, których zdolności magazynowe mogą docelowo sięgnąć ok. 150 mln ton CO2 rocznie.
Najwięcej z nich dotyczy oczywiście Norwegii i Wielkiej Brytanii, a dalej są Dania, Niemcy i Holandia. Do tego dochodzą też Francja, Włochy, Szwecja, Irlandia, Islandia i Bułgaria. Natomiast wśród zaangażowanych podmiotów najczęściej przewijają się duże koncerny paliwowe: TotalEnergies, Shell, Equinor, ExxonMobil, BP, OVM, Eni czy Wintershall Dea.
Unia szykuje strategię
Najwięksi gracze nie wzięliby tego sektora na celownik, gdyby nie widzieli w tym szansy na opłacalny biznes.
W czwartym kwartale 2023 r. Komisja Europejska ma przyjąć strategię przemysłowego zarządzania emisjami dwutlenku węgla. W opublikowanym na początku czerwca zaproszeniu do składania uwag do założeń tej inicjatywy wskazano, że technologie CCS/CCU odgrywają ważną rolę w osiągnięciu przez UE neutralności klimatycznej.
– Akt w sprawie przemysłu neutralnego emisyjnie przewiduje uproszczenie otoczenia regulacyjnego inwestycji w CCS i wyznacza roczny cel dla działających miejsc trwałego składowania CO2, tj. osiągnięcie do 2030 r. operacyjnej mocy zatłaczania CO2 na poziomie 50 mln ton rocznie – podkreśliła KE.
W strategii ma zostać określone to, jaką rolę te technologie mogą odegrać w dekarbonizacji gospodarki UE odpowiednio do 2030 r., 2040 r. i 2050 r. Ponadto dokument ma wskazać środki niezbędne do optymalizacji ich potencjału, w tym w zakresie wdrażania ogólnounijnej infrastruktury transportu i składowania CO2. Taka jak na razie nie powstaje wystarczająco szybko – mimo oddziaływania na rynek systemu handlu emisjami EU ETS.
– Jednym z powodów jest to, że podmioty inwestujące w składowanie dwutlenku węgla muszą ponosić wysokie koszty związane z rozpoznaniem, przygotowaniem i oceną składowisk, zanim będą mogły ubiegać się o oficjalne pozwolenie na prowadzenie działalności – stwierdziła KE.
– Koszty te są uzasadnione tylko wówczas, gdy możliwe jest zagwarantowanie długoterminowych umów z odbiorcami usług składowania. Ci z kolei są skłonni inwestować w wychwytywanie CO2 tylko wtedy, gdy zapewniony będzie dostęp do działających składowisk. W efekcie do miejsc trwałego składowania na terenie Europejskiego Obszaru Gospodarczego zatłoczono do tej pory jedynie niespełna 2 mln ton CO2 rocznie – zaznaczyła.
W UE nadal brakuje również specjalnego otoczenia regulacyjnego dla infrastruktury transportu i składowania. Przykładowo nie ma przepisów gwarantujących otwarty dostęp do infrastruktury, a także minimalnych norm jakościowych CO2 warunkujących dostęp do niej.
– Planowanie infrastruktury nie jest koordynowane ani planowane na szczeblu UE. Wszystko to grozi rozdrobnieniem rynku i powstaniem sytuacji, w której przepisy krajowe utrwalą nieefektywne inwestycje i rozwiązania, uniemożliwiając tworzenie jednolitego rynku – podkreśliła KE.
Termin składania uwag mijał z końcem sierpnia. Wpłynęło ich ponad 200, w tym również od podmiotów z Polski. Wśród nich znalazło się chociażby Stowarzyszenie Producentów Cementu, które m.in. wyraziło zadowolenie z celu wskazanego na 2030 r. i wskazało potrzebę określenia celów również lata 2040 i 2050 oraz przyspieszenie prac nad regulacjami prawnymi.
Grupa Azoty zaproponowała, aby operatorzy instalacji CCS otrzymywali z unijnego budżetu wsparcie dla kosztów OPEX-u z uwagi na energochłonność takich instalacji. KGHM wskazując na duże znaczenie CCS dla przyszłości przemysłu miedziowego zaakcentował m.in. kwestie dotyczące komunikacji ze społeczeństwem i edukacji. Koncern stwierdził też, że Polska ma dobre struktury geologiczne, które mogą pozwolić na bezpieczne zatłoczenie na lądzie nawet 3 mld ton CO2.
PGE oceniła, że CCS może być również realnym rozwiązaniem dla dużych ciepłowni, gdyż „obecnie nie ma innej alternatywy dla takich instalacji węglowych, jak tylko ich konwersja na gaz ziemny”.
– Wychwytywanie dwutlenku węgla mogłoby pomóc w ograniczeniu emisji, zanim dostępne będą wielkoskalowe rozwiązania w zakresie ogrzewania ze źródeł odnawialnych. Do tego czasu CCS należy postrzegać nie tylko jako rozwiązanie dla przemysłu, ale także dla ciepłowni i stabilizatorów sieci. Ponadto z technicznego punktu widzenia CCS skutecznie wychwytuje emisję ze spalania w elektrowniach opalanych gazem – napisało PGE.
Natomiast think-thank WiseEuropa zwrócił uwagę, że istotne jest uwzględnienie potencjału magazynowania Ukrainy, której powojenna odbudowa może odbywać się w oparciu o zasady przejścia do neutralności klimatycznej.
Misja dla następcy Timmermansa
Dokończenie prac nad strategią, to jedno z zadań, którym będzie musiał zająć się Wopke Hoekstra, holenderski kandydat na unijnego komisarza ds. klimatu, następca Fransa Timmermansa na tym stanowisku.
Zobacz też: Timmermans osierocił Zielony Ład
Ursula von der Leyen, szefowa KE, w liście nominacyjnym do Hoekstry wymieniła CCS/CCU jako jeden z kluczowych tematów, w stosunku do którego powinien on zintensyfikować wysiłki – tak, aby przedstawić ambitną i przyszłościową strategię.
Przy wyśrubowanych celach klimatycznych UE wykorzystanie tych technologii staje się konieczne. Jednak niektórzy decydenci, czy organizacje ekologiczne uważają, że jej stosowanie może być dla niektórych dużych emitentów CO2 pewną wymówką do ograniczania emisji w inny sposób.
Opisując te kontrowersje „Financial Times” przytoczył słowa anonimowego, wysokiego rangą urzędnika UE, który zwrócił uwagę, że CCS powinien być opcją tylko dla trudnych do dekarbonizacji gałęzi przemysłu ciężkiego. Nie powinien być natomiast stosowany w branżach, które posiadają alternatywne, tańsze rozwiązania.
Krytycy patrzą też krzywo na wiodącą rolę w tych inwestycjach koncernów naftowych, co postrzegają jako formę greenwashingu, mającego przykryć dalsze czerpanie zysków z paliw kopalnych.
– Z pewnością jest w tym trochę prawdy. Biorąc jednak pod uwagę pilną potrzebę zarówno wychwytywania CO2 u źródeł, jak i osiągnięcia ogromnych ujemnych emisji, z zadowoleniem należy przyjąć dobrowolne zaangażowanie gigantycznych koncernów naftowych z ich ogromnymi budżetami i przydatną wiedzą specjalistyczną w zakresie inżynierii i geologii – ocenił niedawno „The Economist”.
W Stanach wychwycą z powietrza
Trzeba też brać pod uwagę to, co dzieje się po drugiej stronie Atlantyku, gdzie na duże wsparcie i subsydia w ramach ustawy Inflation Reduction Act (IRA) mogą liczyć nie tylko projekty związane z technologiami CCS/CCU, ale także DAC (Direct Air Capture), czyli bezpośredniego wychwytu CO2 z powietrza.
Zobacz więcej: USA już od roku pompują miliardy w „zielony” przemysł
Jeśli DAC zostanie rozwinięty na dużą skalę, to według amerykańskich władz może pomóc osiągnąć USA cel neutralności klimatycznej w 2050 r. Na razie jest on jednak wciąż na wstępnym etapie komercjalizacji, a miliardy dolarów wsparcia mają pomóc w zwiększeniu jego efektywności i obniżeniu kosztów.
Ciekawą transakcję w lipcu ogłosił natomiast ExxonMobil, który za prawie 5 mld dolarów kupił spółkę Denbury Resources. Firma ta dysponuje największą w USA siecią rurociągów do transportu CO2 o łącznej długości ok. 3,7 tys. km. Właśnie te aktywa oraz pompowany przez IRA rozwój branży zadecydował o transakcji.
Miesiąc wcześniej spotkaniem wiceministra Marka Wesołego z przedstawicielami ExxonMobil chwaliło się z kolei Ministerstwo Aktywów Państwowych.
– Zastosowanie technologii CCS będzie też realizacją postulatów zawartych w umowie społecznej dotyczącej transformacji polskiej energetyki, którą rząd podpisał z górnikami – informował wiceminister Wesoły po spotkaniu firmą ExxonMobil ws. dekarbonizacji sektora przemysłowego.
– Polska jest zainteresowania współpracą w tej dziedzinie z ExxonMobil. Wcześniej jednak musi nastąpić wydzielenie aktywów węglowych ze spółek energetycznych i powołanie Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego. To właśnie NABE będzie w przyszłości partnerem do współpracy przy zastosowaniu technologii CCS – tłumaczył resort aktywów.
Na sfinalizowanie projektu NABE w tej kadencji parlamentu raczej się jednak nie zanosi. Senat nie przyjął ustawy o NABE, a kolejne posiedzenie Sejmu, na którym uchwałę Senatu można by odrzucić, nie jest planowane.
Zobacz też: PGE została bez strategii, ale za to z prezesem
