EKONOMIKA TECHNOLOGII CCS

Transkrypt

1 EKONOMIKA TECHNOLOGII CCS Autor: prof. em. dr hab. inż. Jacek Malko ( Rynek Energii nr 4/2011) Słowa kluczowe: dwutlenek węgla, wychwytywanie, magazynowanie, ekonomika Streszczenie. Zastosowanie technologii wychwytywania i magazynowania dwutlenku węgla (CCS) na skalę komercyjną daje szansę osiągnięcia przez kraje UE założonego celu redukcyjnego. Wspólny raport Uniwersytetu i Instytutu Gospodarki Światowej w Kilonii oraz Uniwersytetu w Cambridge przedstawił ocenę ekonomiki budowy jednostek wytwórczych, wyposażonych w układy CCS, zastępujących przestarzałe bloki węglowe. Studium przypadku dotyczy inwestycji odtworzeniowej dla miasta Kilonia. 1. WSTĘP Wspólne badania, przeprowadzone przez Uniwersytet i Instytut Gospodarki Światowej w Kilonii (Niemcy) oraz Uniwersytet w Cambridge (UK) dotyczyły szczegółowej oceny ekonomicznej inwestycji w źródła energii elektrycznej, wyposażone w systemy wychwytywaniu i sekwestracji dwutlenku węgla (CCS), zastępujące przestarzałe obiekty węglowe. Analizie poddano skutki modernizacji odtworzeniowej w Kilonii [1, 2]. W latach ostatnich technologie CCS zyskały na znaczeniu z uwagi na uznawaną potrzebę ograniczenia emisji w ramach polityki zapobiegania zmianom klimatycznym. Waga tych technologii znalazła swe odbicie w ważnych dokumentach Komisji Europejskiej [3.4] i raportach Europejskiej Fundacji Klimatycznej oraz PwC [5, 6]. Tylko opcja CCS umożliwia dalsze wykorzystywanie paliw węglowych najtańszego i występującego w obfitości paliwa kopalnego dla wytwarzania energii elektrycznej. Podjęto liczne działania w obszarze badawczo-wdrożeniowym, obiektów demonstracyjnych i pilotażowych oraz technik magazynowania CO 2, a także w dziedzinie zasad regulowania procesów emisji i sekwestracji. Jednakże na równi z niezbędną wiedzą technologiczną i z ramami regulacji niezbędne są skuteczne środki zachęt ekonomicznych dla wprowadzania CCS na rynek. Obecnie podstawową instytucjonalną siłą, wymuszającą zmiany, jest w skali naszego kontynentu Komisja Europejska, chociaż technologie CCS mają również wysoki priorytet dla przedsiębiorstw elektroenergetycznych i lokalnych polityków, co wynika z nieuchronności poważnych inwestycji odtworzeniowych. Dla sektora energii elektrycznej oraz właścicieli źródeł podstawowe wątpliwości dotyczą rentowności lub zyskowności nowych elektrowni, na co wpływ wywiera szereg czynników zmiennych, określających koszty i przychody. Założenia odnośnie kosztów inwestycyjnych, cen emisji CO 2, cen paliwa, zapotrzebowania na energię elektryczną oraz trendów kształtujących te procesy silnie wpływają na optymalne rozmiary i typ rozważanych elektrowni. Typowym może tu być decyzja o budowie nowej elektrowni dla miasta Kilonia (płn. Niemcy); w warunkach konieczności odstawienia istniejącego obiektu, wykorzystującego węgiel w technologii palników pyłowych (PC). Elektrownia ta ma moc zainstalowaną 323 MW i pokrywa 35% cieplnego zapotrzebowania miasta. W r władze lokalne zainicjowały powstanie raportu, oceniającego opcje możliwych rozwiązań dla inwestycji odtworzeniowej z punktu widzenia rentowności i wpływu na środowisko. Rentowność analizowano dla trzech scenariuszy, różniących się ścieżkami ewolucji cen za emisje CO 2, cenami paliwa oraz obciążeniami podatkowymi.

2 Rozważano sześć wariantów rozwiązań przyszłej elektrowni; moc 800 i 360 MW z węglem kamiennym jako paliwem, 400 MW na gaz ziemny w technologii gazowo-parowej, połączonej lub nie połączonej z blokiem węglowym 360 MW, wariant wielopaliwowy 280 MW, wykorzystujący spalanie węgla i biomasy z dodatkową turbiną gazową 70 MW oraz wariant zdecentralizowany, zawierający jednostkę gazowo-parową 100 MW, blok kogeneracyjny 4 MW, blok geotermalny 30 MW oraz blok 40 MW, zasilany biomasą, Końcowy raport [1] konkludował, że najbardziej ekonomiczną opcję stanowi blok węglowy 800 MW. Wewnętrzną ratę zwrotu (IRR) oceniono na 6,5 % przyjmując tę wartość jako minimalny próg opłacalności inwestycji. Raport przyjmuje, że CCS stanowi możliwą opcję dla nowo budowanej elektrowni węglowej z oczekiwanym uruchomieniem w r. 2014, jednak końcowym zaleceniem jest przesunięcie tej daty w czasie o 3 do 5 lat. Wynika to z przewidywań, iż w tych warunkach możliwe będzie przyjęcie bardziej realistycznych założeń odnośnie do postępu technologii CCS, kosztów tych technologii, cen pozwoleń na emisje oraz do decyzji politycznych. Nowa wersja analiz dostarcza dodatkowych ocen w zakresie ekonomiki i ochrony środowiska dla technologii węglowej z CCS [7]. W artykule [2] skupiono się na ocenach ekonomicznych, nie poruszając problematyki ochrony środowiska, którą z kolei omawia artykuł [8]. Ekonomikę przedsięwzięcia oceniono dla trzech typów elektrowni, zasilanych paliwem węglowym: z zintegrowanym zgazowaniem węgla, cyklem gazowo-parowym (IGCC) i wychwytywaniem CO 2 przed spalaniem ( pre-combuslion ), z palnikami pyłowymi (PC) i wychwytywaniem CO 2 po spalaniu ( post-combustion ), z palnikami pyłowymi (PC) i spalaniem w atmosferze tlenowej ( oxyfuel combustion ). Dla pierwszych dwóch wariantów możliwa jest modernizacja istniejących instalacji wychwytywania CO 2 i zostało to uwzględnione w symulacjach 2. METODOLOGIA I ZAŁOŻENIA KOSZTOWE Podobnie jak w [7] przeprowadzono analizy przepływów pieniężnych i NPV dla różnych typów elektrowni przy założeniu ich 45 letniego cyklu życia. Dla kosztów elektrowni IGCC przyjęto ich zwiększenie o 5% w odniesieniu do kosztów inwestycyjnych elektrowni bazowej (PC). Koszty technologii dekarbonizacji (w wersjach post-combustion, pre-combustion i oxyfuel ) przyjęto za raportem KE [9]. Różnice kosztów pomiędzy elektrownią bazową a wyposażoną w CCS, wynikają z kosztu zastosowań technologii wychwytywania i sekwestracji CO 2, zwiększonego kosztu paliwa na potrzeby własne, obniżenia sprawności procesu wytwarzania energii elektrycznej oraz związaną z tym utratą przychodów oraz kosztów transportu i magazynowania. Średnie wartości dodatkowych kosztów przyjęto za dostępną literaturą przedmiotu. Modernizacja istniejącej elektrowni przez dobudowanie układu CCS pogarsza jej parametry w stopniu większym niż w przypadku, gdy układ ten jest zintegrowany ze źródłem od fazy założeń projektowych. Z danych [1] wynika, że wymagania paliwowe po retrofitingu elektrowni PC zwiększają się o 20%, zaś dla IGCC o 22%, podczas gdy wartości te wynoszą odpowiednio 25% i 20% dla analogicznych typów obiektów od początku projektowanych jako wyposażone w CCS. Ponadto występuje znaczniejsze obniżenie wartości mocy zainstalowanej o 30 % dla wariantu PC i 18% dla IGCC. Dla przyjętego rurociągowego transportu CO 2 na odległość 100 km do miejsca składowania średnie koszty inwestycyjne wyniosą 0, mln /km, a średnie koszty roczne 1,2 mln, 1,9 mln i 1,6 mln odpowiednio dla technologii post-combustion, pre-combustion i oxy-fuel [8]. Można oczekiwać zwiększenia różnic kosztowych na skutek występowania specyficznych warunków dostępności gruntu, przeszkód terenowych czy też aktów sprzeciwu ze strony

3 społeczności lokalnych, opóźniających cykl inwestycyjny. Koszty magazynowania zależną również od specyfiki wykorzystywania formacji geologicznych; dla złóż solankowych północnej Fryzji; wartości, przytoczone w literaturze, zawierają się w przedziale 1,9 6,2 USD/tCO 2, przy średniej europejskiej 2,8 USD/tCO 2. W tabeli 1 zestawiono techniczno-ekonomiczne dane dla trzech typów rozważanych elektrowni. Tabela 1 Koszty inwestycyjne, przychody, koszty stałe i zmienne trzech opcji CCS Parametry Moc bloku z CCS, MW Koszty inwestycyjne Nowy blok, mln CCS mln Transport CO 2, mln Magazynowanie, mln Przychody (% el. bazowej) Energia elektr. Ciepło Koszty zmienne (% el. bazowej) Paliwo węglowe Eksploatacja Koszty stałe, roczne Transport, mln Magazynowanie, mln Redukcja CO 2, % el. bazowej Blok węglowy PC Post-combustion CCS , Blok węglowy PC Oxy-fuel CCS ,9 12,5 95 Blok IGCC Pre-combustion CCS ,6 11, SCENARIUSZE I ANALIZA WRAŻLIWOŚCI Koszty porównywalnych elektrowni oceniono dla 3. scenariuszy jak w [7], zakładając, że wartość kluczowego parametru ceny pozwoleń na emisję CO 2 wzrasta w przybliżeniu liniowo pomiędzy rokiem 2015 a Przeprowadzono również analizę wrażliwości dla kosztów elektrowni z CCS. Wartość NPV wyliczono dla dwóch skrajnych założeń, przyjmując za literaturą najwyższe koszty i obniżenie wartości mocy zainstalowanej, bądź koszty i ograniczenie najniższe. 4. OPCJA ZASADNA EKONOMICZNIE Początkowym celem przeprowadzonych analiz było dokonanie wyboru opcji dla trzech różnych technologii CCS i trzech scenariuszy ofert dla miasta Kilonia. Dla każdego ze scenariuszy (rys. 1) opcjami są: elektrownia węglowa 800 MW, elektrownia z palnikami pyłowymi i CCSw wersjach pre-combustion, post-combustion i oxy-fuel, elektrownia węglowa 360 MW, elektrownia gazowa 40 MW w wersjach współpracy w blokiem węglowym 360 MW lub bez współpracy, opcja wielopaliwowa z zasilaniem węglem i biomasą plus turbina gazowa 70

4 MW oraz opcja zdecentralizowana (blok gazowo-parowy 100 MW, blok kogeneracyjny 4 MW, blok geotermalny 30 MW oraz blok 40 MW na biomasę. Rys. 1. Wartości NPV dla wszystkich opcji wytwórczych i trzech scenariuszy 5. WYBÓW OPCJI ZASADNEJ EKOMONICZNIE Podstawowym celem analiz było porównanie 3. różnych technologii CCS z innymi opcjami wytwarzania, oferowanymi w trzech scenariuszach dla miasta Kilonia. Na Rys. 1. przedstawiono porównawczo wartości NPV dla wszystkich tych opcji i scenariuszy, co umożliwia wnioskowanie o optymalności rozwiązań CCS. Dla wszystkich scenariuszy z CCS najbardziej ekonomiczny jest wariant bloku IGCC z wychwytywaniem CO 2 przed procesem spalania, cechujący się najniższym spadkiem sprawności w odniesieniu do pozostałych dwóch technologii CCS, a zatem również zużywający najmniej paliwa. W przeciwieństwie do tego technologia oxy-fuel cechuje się największym ograniczeniem mocy i jest rozwiązaniem najniekorzystniejszym. Co więcej, rozwiązanie to przegrywa pod względem ekonomicznym z innymi technologiami z CCS, ale też wykazuje gorsze właściwości w porównaniu z wersjami bez CCS dla wszystkich scenariuszy (ujemne NPV). Tylko w scenariuszu drugim, preferującym stosowanie CCS (wysokie ceny emisji węglowych, niskie koszty paliwa) ten typ elektrowni zbliża się wartością IRR do 6,5%. Opcje niewęglowe wykazują ujemne wartości NPV dla scenariuszy 1 i 2 i - z jednym wyjątkiem dla scenariusza 3. i nie osiągają minimalnej wartości stopy zwrotu. Drugim celem dokonanych porównań był ocena optymalności wariantu modernizacji z zastosowaniem CCS. Dokonano tego porównując dwa typy elektrowni w trzech scenariuszach, uzmienniając rok retrofitu. Najwcześniejszy rok takiej modernizacji dał dodatnią wartość NPV w roku 2022 dla bloku IGCC w scenariuszu 3, siedem lat po zbudowaniu elektrowni Retrofit bloku PC daje dodatnie NPV w 14 lub 18 roku po zbudowaniu. W scenariuszach 2 i 3 retrofit bloku IGCC z technologią precombustion jest celowy pięć do siedmiu lat wcześniej niż dla bloku PC z tą samą technologią CCS. W kategoriach zyskowności pożądana jest późniejsza modernizacja, a wartość NPV rośnie dla dłuższych okresów zwlekania z retrofitem. Bardziej szczegółowa analiza zawarta jest w artykule [2]; wnioskiem ogólniejszym jest znacząca przewaga rozwiązania IGCC z CCS jest to dla wszystkich scenariuszy albo wybór pierwszy lub drugi w kolejności przy maksymalizacji wartości NPV.

5 Ocena ekonomiczna wykazała, że już dziś istnieją zachęty do budowania elektrowni z CCS w kategoriach oczekiwanych kosztów i zysków. Jeżeli technologia ta uzyska wsparcie polityczne w postaci preferencji dla budowy obiektów demonstracyjnych i funduszy B+R dla zarządzania niepewnością, charakterystyczną dla nowych technologii, będzie to dodatkowym i pomocnym elementem motywacji. Co więcej decyzja o celowości i optymalnym czasie przedsięwzięć modernizacyjnych w zakresie dobudowania instalacji CCS znajdzie w proponowanej metodyce postępowania silne wsparcie, zwłaszcza gdy staje się to wymogiem regulacji proekologicznych. Inne ujęcie zagadnienia skutków wprowadzenia technologii CCS dla efektywności procesu wytwarzania energii elektrycznej (i ciepła) znaleźć można w artykule [10]. Publikacja ta skupia się na wątku ograniczenia strat (określonych jako pasożytnicze), a wynikających z konieczności stosowania dodatkowych elementów systemów wychwytywania i transportu CO 2. Analizie poddano technologię spalania węgla w palnikach pyłowych przy parametrach ultranadkrytycznych (USCPC-Ultra- Supercritical Pulverized Coal) oraz technologię gazowo parową ze zgazowaniem węgla (ICGG-Internal Gasification Combined Cycle). W tym porównaniu przewagę w zakresie możliwości poprawy wskaźników efektywności wykazał cykl gazowo-parowy, co potwierdza [11]. LITERATURA [1] Kiel Institute for the World Economy: An economic and environmental assessment of carbon capture and storage (CCS) power plants: a case study for the City of Kiel. J.Envir. Planning and Management. Vol. 53, No 8, Dec [2] Lindner S.: IGCC with CCS can make economic sense. PEI Mag. Vol. 19, Iss. 4, Apr [3] Komisja Europejska: Komunikat do Parlamentu Europejskiego. Plan działania ( ) do r. 2050, KOM (2011) 12, wersja ostateczna, Bruksela, marzec [4] Komisja Europejska: Pakiet klimatyczny, Bruksela [5] European Climatic Foundation : Roadmap 2050, ECF, Apr [6] PricewaterhouseCoopers: 100% Renewable Electricity, PwC, Apr [7] Freischland H. et al: [8] Bohm M. et al.: Capture ready coal plants options, technologies and economics. Int. J. of Greenhouse Gas Control [9] European Commission: IPCC Special Report an carbon capture and sequestration. Brussels [10] Ferguson S.: Mitigating plant efficiency loss from carbon capture & storage. PEI Magaz. Vol. 19, Iss. 2, Febr [11] Pawlik M.: Nowe moce wytwórcze w świetle polityki ograniczania emisji CO 2. Rynek Energii nr 2 (93) AN ECONOMIC SENSE OF COAL FIRED POWER PLANT WITH CCS Key words: carbon dioxide, capture, storage, economy Summary. The use of carbon capture and storage (CCS) technology on an industrial scale is essential to any hope of meeting global climate change targets. Joint study Germany s Kiel University, Kiel Institute for the World Economy and UK s University of Cambridge has been presented assessment of the economics of building a power plant wit CCS facility to replace an aging coal fired plant as a City of Kiel case study. Jacek Malko, prof. em. dr hab. inż., Politechnika Wrocławska, Instytut Energoelektryki jacek.malko@pwr.wroc.pl