Ekonomiczne skutki koncepcji CCS i jej wprowadzenia w energetyce węglowej Autorzy: Bolesław Jankowski, Sławomir Witkowski ) - Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. ( Energetyka nr 1/2014) W promowaniu unijnej polityki klimatycznej istotną rolę odgrywają technologie CCS (ang. Carbon Capture and Storage), które mają za zadanie ograniczenie emisji CO2 z elektrowni spalających paliwa kopalne, a szczególnie z elektrowni węglowych. Na technologię CCS składają się następujące procesy: wychwyt CO 2, przed lub po spaleniu paliwa, oraz uzdatnienie CO 2 do transportu, transport uzdatnionego CO 2 ze źródła generacji do składowiska, zatłoczenie i składowanie CO 2 w podziemnych strukturach geologicznych. W niniejszym artykule przedstawiono najważniejsze parametry techniczne i ekonomiczne łańcucha CCS w podziale na podprocesy: wychwytu, transportu i składowania, na podstawie publikacji opracowanych przez European Technology Platform for Zero Emission Fossil Fuel Power Plants (ZEP). Z perspektywy energetyki technologie CCS są jednak nadal w stadium co najwyżej pilotażowym. Skutki ich zastosowania są więc w znacznej mierze hipotetyczne. O ile bezpośrednie skutki rzeczowe mogą pojawić się dopiero w przyszłości, to jednak koncepcja CCS oddziałuje już obecnie pośrednio na politykę energetyczną i na realne procesy gospodarcze. Te pośrednie skutki zostały w sposób jakościowy przedstawione w końcowej części artykułu. Charakterystyki techniczne elektrowni konwencjonalnych oraz z wychwytem CO 2 Pierwszą fazą procesu CCS jest wychwyt CO 2 (CC Carbon Capture) w elektrowni i przygotowanie wychwyconego gazu do transportu. W opracowaniu [2] uwzględniono najbardziej dojrzałe aktualnie rodzaje technologii CC (bez transportu i składowania CO 2 ), wychwyt: CO 2 po procesie spalania - ang. post-combustion, wychwyt CO 2 przed spalaniem - ang. pre-combustion, wychwyt po procesie spalania w tlenie (bez udziału powietrza) - ang. oxy-fuel.
Dla wszystkich rozwiązań technologicznych przyjęto sprawność wychwytu CO 2 ok. 90% emisji. W niniejszym artykule przed-stawiono technologie post combustion i oxy-fuel, które mają większe perspektywy rozwoju w warunkach europejskich. W celu porównania i obliczenia kosztów uniknięcia emisji CO 2 (różnica kosztów produkcji energii elektrycznej z wychwytem i bez) dla technologii generacji z CC, w zakresie poszczególnych paliw kopalnych: węgiel kamienny, węgiel brunatny - ustalono w [2] elektrownie referencyjne (bez CC). Elektrownie te, w zakresie generacji, uwzględniają najnowsze dostępne technologie i spełniają wymogi dyrektywy IED (2010/75/WE z 24 listopada 2010 r.). W tabeli 1 przedstawiono parametry techniczne elektrowni referencyjnych, przywoływanych w dalszej części artykułu. Tablica 1. Parametry techniczne elektrowni referencyjnych (bez instalacji CC) Węgiel kamienny Węgiel brunatny Parametr jedn. PF1 PF2 PF3 PF4 pre drying PF5 pre drying Moc elektryczna netto MW 736 600 989 1100 920 Ciśnienie pary (abs.) bar 280 280 280 280 280 Temperatura pary świeżej ºC 600 600 600 600 600 Temperatura pary podgrzanej ºC 620 620 620 620 620 Sprawność netto elektrowni przy pełnym obciążeniu % 46% 46% 43% 48% 49% (wg. wart. opał.) Współczynnik wykorzystania elektrowni h/rok 7 500 7 500 7 500 7500 7 500 Żywotność techniczna rok 40 40 40 40 40 Obliczeniowe emisje CO2 t/mwh 0,759 0,759 0,93 0,833 0,816 Zastosowane w tabl. 1 skróty oznaczają: PF1 - elektrownia opalana węglem kamiennym o mocy 736 MWe; palniki pyłowe (Pulverised Fuel - PF); ultra nadkrytyczne parametry pary. PF2 - elektrownia opalana węglem kamiennym o mocy 600 MWe; palniki pyłowe; ultra nadkrytyczne parametry pary. PF3 - elektrownia opalana węglem brunatnym o mocy 989 MWe; palniki pyłowe; ultra nadkrytyczne parametry pary. PF4 pre drying - elektrownia opalana węglem brunatnym o mocy 1100 MWe; palniki pyłowe; ultra nadkrytyczne parametry pary; wstępne suszenie paliwa. PF5 pre drying - elektrownia opalana węglem brunatnym o mocy 920 MWe; palniki pyłowe; ultra nadkrytyczne parametry pary; wstępne suszenie paliwa; obniżone koszty inwestycyjne dzięki zaawansowanej optymalizacji projektu.
Post combustion Przyjęto, że elektrownie z wychwytem będą uruchamiane w latach 2020-2025. Technologia wychwytu post-combustion polega na odseparowaniu dwutlenku węgla ze spalin powstałych w wyniku spalania paliwa (węgiel brunatny, węgiel kamienny, gaz ziemny) przy udziale powietrza. Separacji CO 2 ze spalin dokonuje się po oczyszczeniu spalin w standardowej instalacji oczyszczania spalin (IOS) i dodatkowym odsiarczeniu, odwodnieniu i schłodzeniu. Tak przygotowane spaliny trafiają do absorbera, w którym sorbent (rozpuszczalnik) wiąże CO 2. Spaliny ze zredukowaną ilością CO 2 odprowadzane są do atmosfery. Nasycony w absorberze dwutlenkiem węgla sorbent przesyłany jest do regeneratora, w którym dzięki podgrzaniu uwalnia się CO 2. Zregenerowany sorbent wraca do absorbera, a CO 2 po sprężeniu może być w dalszej kolejności transportowany i składowany. Jako rozpuszczalnika używa się różnych rodzajów amin lub amoniaku (technologia chilled ammonia). Omawiana metoda separacji jest mało sprawna, gdyż instalacja ją realizująca przetwarza całość spalin z procesu spalania (wymagane jest wstępne oczyszczenia spalin, z większą dokładnością niż wymagają tego przepisy ochrony środowiska, z siarki i innych zanieczyszczeń, które w innym przypadku powodują nadmierne zużycie rozpuszczalnika), a CO 2 występuje w spalinach pod niskim ciśnieniem i z niską koncentracją. Powoduje to znaczne wydatkowanie energii na proces separacji CO 2, duże koszty budowy instalacji i znaczną zajętość terenu. Natomiast można tę metodę stosunkowo łatwo zastosować w przypadku istniejących elektrowni węglowych, gdyż nie ingeruje ona w proces spalania. Ewentualny przełom w jej efektywności może wyniknąć z pozytywnych rezultatów badań nad membranami dyfuzyjnymi (zmniejszającymi zapotrzebowanie energii cieplnej na regenerację sorbentu) i nad spalaniem z wykorzystaniem pętli chemicznej (ang. chemical looping proces, w którym spalanie węgla rozdzielane jest na osobne reakcje utleniania i redukcji, a jako nośnik tlenu wykorzystywany jest tlenek metalu). W opracowaniu [2] przyjęto parametry techniczne elektrowni z wychwytem CO 2 typu post-combustion, opalanych różnymi paliwami (tab. 2).
Tablica.2. Parametry techniczne elektrowni z wychwytem post-combustion Parametr jedn. Węgiel kamienny PF1 post-combusti on Węgiel brunatny PF3 post-combusti on Węgiel kamienny OXY1 OXY2 BASE OPTI Węgiel brunatny OXY5 pre drying OPTI Moc elektryczna netto MWe 616 759 568 480 750 Ciśnienie pary (abs.) bar 280 280 280 280 280 Temperatura pary świeżej ºC 600 600 600 600 600 Temperatura pary podgrzanej ºC 620 620 620 620 620 Sprawność netto elektrowni przy pełnym obciążeniu (wg wart. opałowej) Współczynnik wykorzystania elektrowni % 38% 33% 35,4% 36,3% 42% h/rok 7 500 7 500 7 500 7 500 7500 Żywotność techniczna rok 40 40 40 40 40 Obliczeniowa emisyjność CO2 bez wychwytu t/mwh 0,918 1,212 0,986 0,961 0,952 Poziom wychwytu CO2 % 90 90 90 90 90 Współczynnik wychwytu CO2 t/mwh 0,827 1,091 0,887 0,865 0,857 Zastosowane w tabl. 2 skróty oznaczają: PF1 post-combustion elektrownia o mocy 616 MWe z wychwytem CO2 po spaleniu przy użyciu ulepszonych amin (advanced amines), opalana węglem kamiennym; palniki pyłowe; ultra nadkrytyczne parametry pary. Instalacja wychwytu składa się z dwóch (wersja OPTI niższe koszty) lub 3 (BASE wyższe koszty) równoległych ciągów procesowych. Referencyjną dla niej jest elektrownia PF1 z tabl.1. (do elektrowni referencyjnej przyłączono instalacje wychwytu CO2.) PF3 post-combustion elektrownia o mocy 759 MWe z wychwytem CO2 po spaleniu przy użyciu ulepszonych amin (advanced amines); opalana węglem brunatnym; palniki pyłowe; bez wstępnego suszenia paliwa; ultra nadkrytyczne parametry pary. Instalacja wychwytu składa się z 4 równoległych ciągów wychwytu i 6 ciągów sprężania CO2. Referencyjną dla niej jest elektrownia PF3 z tabl.1. OXY1 BASE - elektrownia z wychwytem CO2 typu oxy-fuel opalana węglem kamiennym; moc 568 MWe; palniki pyłowe; ultra nadkrytyczne parametry pary; tlen uzyskiwany z rozkładu powietrza w instalacji kriogenicznej; stosowana recyrkulacja spalin dla obniżenia temp. spalania; posiada instalację odsiarczania (w niektórych elektrowniach oxy-fuel siarkę separuje się podczas skraplania CO2); możliwość spalania przy udziale powietrza. Referencyjną dla niej jest elektrownia PF1 z tabl.1. OXY2 OPTI elektrownia z wychwytem CO2 typu oxy-fuel opalana węglem kamiennym; moc 480 MWe; palniki pyłowe; ultra nadkrytyczne parametry pary; tlen uzyskiwany z rozkładu powietrza w instalacji kriogenicznej; stosowana recyrkulacja spalin dla obniżenia temp. spalania; posiada instalację odsiarczania (w niektórych elektrowniach oxy-fuel siarkę separuje się podczas skraplania CO2); możliwość spalania przy udziale powietrza. Różni się od OXY1 BASE bardziej zaawansowanym technicznie, a przez to oszczędniejszym w budowie projektem. Referencyjną dla niej jest elektrownia PF2 z tabl.1.
OXY5 OPTI elektrownia z wychwytem CO2 typu oxy-fuel opalana węglem brunatnym; moc 750 MWe; palniki pyłowe; wstępne suszenie paliwa; ultra nadkrytyczne parametry pary; tlen uzyskiwany z rozkładu powietrza w instalacji kriogenicznej; recyrkulacja spalin dla obniżenia temp. spalania; posiada instalację odsiarczania; możliwość spalania przy udziale powietrza. Obniżone koszty inwestycyjne na skutek optymalizacji projektu. Referencyjną dla niej jest elektrownia PF5 z tabl.1. Wychwyt CO 2 spalanie w tlenie Technologia wychwytu oxy-fuel różni się od poprzedniej tym, że paliwo spalane jest w atmosferze tlenu. Tlen do spalania uzyskuje się na miejscu, z powietrza (metodą kriogeniczną wykorzystanie różnych temperatur skraplania gazów wchodzących w skład powietrza). W wyniku spalania paliwa w tlenie otrzymuje się CO 2 i wodę. Separacja CO 2 jest w tym przypadku stosunkowo prosta. Polega na wychłodzeniu spalin i kondensacji wody w postaci gazowej pozostaje jedynie CO 2 (z niewielką ilością pozostałości tlenu, azotu, gazów szlachetnych i wilgoci w związku z tym otrzymany gaz może jeszcze wymagać obróbki w celu dostosowania do wymogów transportu i magazynowania). Technologia jest pod względem samej separacji bardzo efektywna, gdyż spalanie w tlenie ogranicza (ze względu na nieobecność azotu) strumień spalin poddany procesowi oraz powoduje, że udział CO 2 w spalinach wynosi ponad 70-90% (wyższe ciśnienie parcjalne CO 2 niż w metodzie opisanej poprzednio). Technologia oxy-fuel wymaga natomiast znacznego wydatku energii w celu uzyskania tlenu, a wyższe temperatury spalania w tlenie wymagają bardziej odpornych materiałów. Z tych powodów badania związane z omawianą metodą koncentrują się na opracowaniu mniej energochłonnej technologii uzyskiwania tlenu z powietrza (sita molekularne), jak również na nowych materiałach do zastosowania w komorach spalania. Opracowanie [2] obejmuje trzy elektrownie działające w systemie oxy-fuel: dwie opalane węglem kamiennym i jedną węglem brunatnym (tab. 2). Charakterystyki ekonomiczne elektrowni z wychwytem CO 2 Dane kosztowe w opisywanych publikacjach ZEP bazują na cenach realnych euro z drugiego kwartału 2009 roku. Przyjęto następujące, podstawowe (zmieniano niektóre z nich przy analizie wrażliwości) stopy procentowe: dyskontowa 9%, kredytowa 6%, zwrot na kapitale 12%, WACC (Weighted Average Cost of Capital) 8%, podatkowa 35%. W opracowaniu [2] oszacowano, dla poszczególnych elektrowni z instalacjami wychwytu CO 2, ich koszty inwestycyjne (koszty EPC - engineering, procurement, construction), koszty
właścicielskie oraz koszty operacyjne. Analizowano 3 warianty cen paliw w roku 2020. Poniżej przedstawiono wyniki dla wariantu średniego. Na podstawie przyjętych parametrów technicznych, prognozowanych cen paliw oraz założeń stóp procentowych, dla poszczególnych elektrowni z wychwytem CO 2, jak i elektrowni referencyjnych wyliczono zdyskontowane, średnie dla okresu życia elektrowni, koszty jednostkowe produkcji energii elektrycznej (LCOE - levelized cost of electricity), a na ich podstawie (dla określonych par: elektrownia z wychwytem - elektrownia referencyjna bez CC) koszty uniknięcia emisji CO 2. Informacje te po-dano w tabelach 3 i 4. Tablica 3. Założenia kosztowe i koszty produkcji energii elektrycznej w elektrowniach referencyjnych (bez CC) - (ceny realne w euro, drugi kwartał 2009) Węgiel kamienny Węgiel brunatny Parametr jedn. PF1 PF2 PF3 PF4 pre drying PF5 pre drying Koszty budowy i zakupu (EPC) - średni Jednostkowe koszty budowy i zakupu - średni mln 1144 729 1 680 2 017 1 167 /kw 1555 1215 1 699 1 834 1 268 Koszty właścicielskie (owner s cost) % EPC 10 15 20 20 20 Całkowite koszty inwestycyjne mln 1259 839 2 016 2 420 1 400 Stałe koszty operacyjne Mln /rok 26,2 15,3 37,2 50,4 30 Zmienne koszty operacyjne /MWh 1 1,1 1 1 1,09 Zdyskontowany jedn. koszt prod. energii elektrycznej (LCOE) średnie ceny paliw 2020 /MWh 48,1 42,8 43,7 45,5 35,6 Znaczenie skrótów nazw technologii jak w tabl. 1. Tablica 4. Założenia kosztowe i koszty produkcji energii elektrycznej oraz koszty uniknięcia emisji CO2 elektrowni z wychwytem - (ceny realne w euro, drugi kwartał 2009) Parametr Koszty budowy i zakupu (EPC) - średnio Jednostkowy koszt budowy i zakupu - średni jedn. PF1 post-combusti on Węgiel kamienny OXY1 post-combusti on BASE OXY2 post-combusti on OPTI Węgiel brunatny PF3 post-combusti on OXY5 pre drying OPTI mln 1 509 1 889 1 056 2360 1448 /kw 2 450 3 325 2 200 3 109 1 983
Koszty właścicielskie (owner s cost) Całkowite koszty inwestycyjne (min/maks/śr) % EPC 10 10 15 20 20 mln 1 660 2 077 1 214 2 832 1 785 Stałe koszty operacyjne (min/maks/śr) mln / rok 36 31,8 23 51,6 33,7 Zmienne koszty operacyjne /MWh 3,3 1,55 1,55 3,8 1,36 Zdyskontowany jedn. koszt prod. energii elektrycznej (LCOE) /MWh 70,3 81,3 66,1 75,2 49,5 Koszt uniknięcia emisji CO2 (średni) /t 33,3 50,1 34,6 38,9 19,3 Znaczenie skrótów nazw technologii jak w tabl. 2 Technologie i koszty transportu CO 2 Ogólna charakterystyka technologii Dwutlenek węgla, w zależności od miejsca składowania, może być transportowany przy pomocy rurociągów lądowych, morskich lub statków. Musi on być w czasie transportu utrzymywany w odpowiednim zakresie ciśnienia i temperatury odpowiadającym ciekłemu stanowi skupienia, aby zapewnić ekonomikę transportu. Rurociągi CO 2 podczas projektowania, budowy i eksploatacji mogą korzystać w dużej mierze z doświadczeń szeroko rozwiniętego transportu rurociągowego węglowodorów. Rurociągowy system transportu składa się ze stacji wprowadzenia CO 2, rurociągu, stacji pompujących (zapewniających utrzymywanie odpowiedniego ciśnienia w czasie transportu), stacji pomiarowych, zaworów blokujących, reduktorów ciśnienia i punktów odbioru gazu. Statki do transportu CO 2 odpowiadają konstrukcyjnie gazowcom transportującym LPG. Powinny one transportować CO 2 w temperaturze -55 C i pod ciśnieniem 7-9 barów. Przewidywana pojemność takich jednostek to od 10 tys. m 3 (statki o 13 000 DWT) do 20 tys. m 3 (36 000 DWT). Mogłyby one być załadowywane CO 2 w porcie, a rozładunek może być dokonany w porcie lub przy platformach morskich. Odpowiednio wyposażone statki będą mogły rozładowywać CO 2 bezpośrednio do szybu zatłaczającego. Charakterystyka ekonomiczna transportu CO 2 W [3] przedstawiono oszacowanie kosztów transportu dwutlenku węgla na skalę przemysłową dla różnych opcji transportowych, obejmujących: odbiór rurociągami odstawczymi CO 2 ze źródeł wychwytu, następnie transport lądowy lub morski na większą odległość magistralą transportową (rurociąg, a na morzu opcjonalnie statki) i dostarczenie
rurociągami dostawczymi do składowisk w celu zatłoczenia. Najważniejsze warianty tych szacunków przedstawiono w tabeli 5. Tablica 5. Szacunki kosztu transportu CO2 dla różnych wariantów łańcucha transportowego Lp Przepustowość łańcucha transportowego Rurociąg odstawczy Transport Magistrala transportowa Rurociąg dostawczy Średni zdyskontowany koszt jednostkowy [Mt/r] [km] rodzaj [km] rodzaj [km] rodzaj [ /t] 1 10 10 ląd 180 ląd 0-2,1 2 10 10 ląd 180 morze 0-3,4 3 2,5 10 ląd 180 statek 0-13,9 4 2,5 10 ląd 500 statek 0-15,2 5 2,5 10 ląd 750 statek 0-16,3 6 2,5 10 ląd 1500 statek 0-20,2 7 20 2*10 ląd 180 ląd 2*10 ląd 1,5 8 20 2*10 ląd 500 ląd 2*10 ląd 3,7 9 20 2*10 ląd 750 ląd 2*10 ląd 5,3 10 20 2*10 ląd 180 ląd 2*10 ląd 2,5 11 20 2*10 ląd 500 ląd 2*10 ląd 4,6 12 20 2*10 ląd 750 ląd 2*10 ląd 6,3 13 20 2*10 ląd 1500 ląd 2*10 ląd 11,3 14 20 2*10 ląd 180 ląd 2*10 morze 3,4 15 20 2*10 ląd 500 ląd 2*10 morze 6 16 20 2*10 ląd 750 ląd 2*10 morze 8,2 17 20 2*10 ląd 1500 ląd 2*10 morze 16,3 18 20 2*10 ląd 180 statek 2*10 morze 11,1 19 20 2*10 ląd 500 statek 2*10 morze 12,2 20 20 2*10 ląd 750 statek 2*10 morze 13,2 21 20 2*10 ląd 1500 statek 2*10 morze 16,1 Źródło: (ZEP, 2011b) Możliwości i koszty geologicznego składowania CO 2 w Europie W [4] przedstawiono oszacowanie kosztów składowania dwutlenku węgla na skalę przemysłową, w warunkach uznanych za reprezentatywne dla Europy. Przy tym poinformowano, że ze względu na zastrzeżony charakter niektórych informacji dotyczących technologii i kosztów, w opracowaniu nie został przedstawiony kompletny obraz danych wejściowych i wyników. Do wyznaczenia kosztów w [4] przyjęto 6 podstawowych rodzajów potencjalnych składowisk: SA (głębokie solankowe warstwy wodonośne) na lądzie,
SA (zbiorniki solankowe) na morzu, DOGF (sczerpane złoża węglowodorów) na lądzie, bez możliwości wykorzystania (odbudowy) starych szybów, DOGF na lądzie, z wykorzystaniem (po odbudowie) starych szybów, DOGF na morzu, bez możliwości wykorzystanie starych szybów, DOGF na morzu, z wykorzystaniem starych szybów. Na rysunku 1 przedstawiono koszty składowania i ich strukturę - na przykładzie zbiornika o pojemności 66 Mt i 6 podstawowych rodzajach składowisk. Na podstawie wyników obliczeń można stwierdzić, że przy przyjętych założeniach najkorzystniejsze do składowania CO 2 jest wykorzystanie jak największych lądowych DOGF. Przewaga DOGF nad SA polega głównie na ograniczeniu kosztów w fazie związanej z eksploracją zbiornika w fazie kwalifkacyjnej - dla DOGF istnieją dużo dokładniejsze, gotowe informacje geologiczne niż dla SA. Ogranicza to zarówno zakres koniecznych do przeprowadzenia w tej fazie prac, jak również ryzyko niespełnienia wymogów przez oceniany zbiornik. W przypadku DOGF, z możliwymi do wykorzystania starymi szybami, uzyskuje się dodatkową premię ograniczającą koszty, mającą szczególne znaczenie na morzu. Niestety z załączonych danych wynika, że dostępne w Europie rodzaje pojemności przeważają w zakresie droższych wariantów. Koszty pośrednie technologii CCS Skutków technologii CCS z wielu powodów nie należy rozpatrywać wyłącznie w kategorii kosztów bezpośrednich. Przede wszystkim technologie te w skali odpowiedniej do zastosowań w energetyce jeszcze nie istnieją. Są one także dość powszechnie krytykowane za takie cechy, jak: wysokie nakłady inwestycyjne i koszty operacyjne, wysoką energochłonność wychwytu, ingerencję w struktury geologiczne przy zatłaczaniu CO 2, niepewność związaną z CO 2 pod ziemią, zagrożenie związane z możliwymi awariami ulatniający się dwutlenek węgla stanowić może śmiertelne zagrożenie dla ludzi i zwierząt. W efekcie trudno jest uznać instalację CCS za technologię zgodną z zasadą zrównoważonego rozwoju. Wysoka energochłonność powoduje wzrost zużycia paliw na wyprodukowanie tej samej ilości energii, a transport i składowanie podziemne powoduje zajętość terenu i ingerencję w struktury geologiczne.
Rys. 1. Składowe kosztów magazynowania CO2 dla różnych rodzajów lokalizacji zbiornika o pojemności 66 Mt Źródło: (ZEP, 2011c)
Rurociągi CCS mogą stać się nowym źródłem zagrożenia dla mieszkańców i zwierząt, a składowane pod ziemią CO 2 stanowić może zagrożenie w przypadku wystąpienia nieprzewidzianych procesów fizycznych lub chemicznych powodowanych zatłoczeniem CO 2, może też ograniczać dostęp do zasobów podziemnych dla przyszłych pokoleń. Wątpliwości budzi magazynowanie wraz z węglem pod ziemią tlenu, a także zdolność do monitorowania podziemnych magazynów CO 2 przez setki lat. Powyższe czynniki powodują, że w przypadku tych technologii wystąpić mogą, a w niektórych krajach już występują, problemy utrudniające ich zastosowanie: problemy lokalizacyjne związane z transportem i miejscami składowania, problemy z akceptacją społeczną. Między innymi z tych powodów niektóre kraje wprowadziły zakaz stosowania CCS na swoim terytorium. Rozpowszechnienie informacji o negatywnych skutkach stosowania tych technologii z pewnością nie przysporzy tym rozwiązaniom zwolenników. Z perspektywy inwestora zaangażowanie w budowę instalacji CCS obarczone jest ogromnym ryzykiem. Technologia ta jest kosztowna, nie produkuje niczego użytecznego dla mieszkańców, za to generuje zagrożenia. Jedyną jej potencjalnie użyteczną funkcją jest ograniczenie ilości CO 2 w atmosferze. Jednak rzeczywiste korzyści z tego faktu są bardzo problematyczne, zarówno ze względu na kwestionowany przez część naukowców wpływ emisji CO2 na klimat, jak i z powodu zbyt małej skali światowych działań na rzecz redukcji emisji CO2. Te czynniki sprawiają, że opłacalność budowy instalacji CCS dla inwestora opiera się wyłącznie na decyzjach politycznych obciążających kosztami emisje CO 2 poprzez system EU ETS lub poprzez podatek węglowy. Opłacalność budowy instalacji CCS wymaga utrzymania odpowiednio wysokich cen CO 2 przez kilkadziesiąt lat, co jest możliwe jedynie w ramach stabilnej polityki klimatycznej w skali globalnej, opartej na niekwestionowanych podstawach naukowych. Prowadzenie takiej polityki jedynie przez część krajów (obecnie głównie UE) nie daje odpowiedniej gwarancji jej utrzymania w przyszłości, ze względu na narastanie zjawisk nierównowagi konkurencyjnej. Innym ważnym czynnikiem niepewności dla technologii CCS jest pojawienie się w przyszłości bardziej konkurencyjnych niskoemisyjnych technologii, czy to technologii OZE, czy też zupełnie nowych technologii wychwytu i składowania lub przerobu CO 2. Koszty koncepcji CCS Wymienione cechy technologii CCS powodują, że poza ich wykorzystaniem do intensyfkacji wydobycia ropy lub gazu ziemnego, trudno oczekiwać ich szerszego wykorzystania w energetyce. Jest to w dodatku technologia wyraźnie sprzeczna z polityką w zakresie poprawy efektywności energetycznej,
a także w zakresie rozwoju zrównoważonego i zachowania zasobów w formie możliwie nienaruszonej dla przyszłych pokoleń. Można więc zapytać o powody, dla których technologia CCS została uznana za istotny element rewolucji energetycznej mającej na celu przekształcenie gospodarki unijnej w gospodarkę niskoemisyjną (zdekarbonizowaną), ale także efektywną energetycznie i rozwijaną w sposób zrównoważony. Wobec przytoczonych cech tej technologii, poddających w wątpliwość realne możliwości jej wykorzystania, wydaje się, że koncepcja CCS mogła być wykorzystana głównie do osłabienia oporu przed wprowadzeniem polityki głębokiej redukcji emisji gazów cieplarnianych. Przedstawienie unijnej polityki klimatycznej bez koncepcji CCS wywołałoby z pewnością ogromny sprzeciw tych krajów i koncernów, które wykorzystują w znaczącej ilości węgiel w swoich bilansach energetycznych. Przedstawienie koncepcji CCS pozwoliło przedstawić problem redukcji emisji CO 2 jako podobny do redukcji SO 2 czy NO x. Umożliwiało też stworzenie wrażenia, że polityka dekarbonizacji nie oznacza likwidacji górnictwa czy energetyki węglowej. Wrażenie to było potwierdzane wynikami analiz modelowych prezentowanych przez KE, w których przewidywano utrzymanie energetyki węglowej z instalacjami CCS. Prezentowanie tych technologii jako dostępnych i możliwych do wykorzystania już od roku 2020 było bezpośrednią przyczyną wprowadzenia wymuszeń prawnych dla nowych elektrowni uzyskania statusu CCS ready, inicjatyw dotyczących zaostrzonych standardów emisji CO 2 z produkcji energii, niemożliwych do spełnienia bez CCS, a także zapowiedzi wprowadzenia obowiązku stosowania technologii CCS. Takie podejście jest sprzeczne z racjonalnym sposobem stosowania instrumentów rynkowych, takich jak handel emisjami (EU ETS). Systemy takie uzyskują bowiem efektywność redukcji poprzez pozostawienie decyzji przedsiębiorcom i rezygnacji z wymuszania decyzji technologicznych poprzez instrumenty prawne (standardy emisji lub wymogi technologiczne). Można niestety odnieść wrażenie, że wymienione działania są nie tyle podyktowane logiką wysiłków na rzecz redukcji emisji CO 2, lecz raczej próbą zmiany zasad na rynku energii, zmierzających do wyeliminowania energetyki węglowej i zwiększenia konkurencyjności energetyki gazowej, jądrowej oraz wykorzystującej źródła odnawialne. Przy takim spojrzeniu na koncepcję CCS należy uznać, że w znacznej mierze odpowiada ona za przyjęcie Pakietu klimatyczno-energetycznego i dość skuteczne forsowanie koncepcji dekarbonizacji gospodarki unijnej na forum UE. Koncepcja ta odpowiada także w znacznej mierze za pogarszające się uwarunkowania prawne rozwoju energetyki węglowej, rosnące możliwości blokowania budowy nowych elektrowni węglowych i rosnące trudności z pozyskaniem finansowania na realizacje takich inwestycji. Poprzez znaczące pogorszenie warunków działania energetyki węglowej nie tylko w Polsce, ale w całej UE stwarza też poważne zagrożenie dla przyszłości górnictwa węgla kamiennego i brunatnego w Polsce. Koszty gospodarcze, społeczne i makroekonomiczne takiej sytuacji są ogromne (zostały one przedstawione w obszernym opracowaniu [1]).
Podsumowanie Na podstawie obecnych ocen Platformy Zeroemisyjnych Technologii (ZEP) dotyczących technologii CCS ocenia się, że nakłady inwestycyjne na budowę elektrowni węglowych wyposażonych w instalacje CCS będą o 60-100% wyższe niż elektrowni bez CCS. Koszty redukcji emisji CO 2 wraz z kosztami transportu i składowania można oszacować na 40-60 euro/tco 2, przy założeniu dość korzystnych parametrów transportu i magazynowania skroplonego CO 2. Koszty te, jedynie w technologii spalania w tlenie z suszeniem paliwa (węgla brunatnego) i optymalizacją instalacji, oszacowano na poziomie ok. 10 euro/t niższym. Przedstawione oszacowania należy traktować z dużą dozą ostrożności, ponieważ dotychczas nie powstała żadna instalacja CCS o skali niezbędnej do współpracy z dużym blokiem energetycznym. Technologie CCS cechują się szeregiem cech negatywnych zarówno z perspektywy mieszkańców (zajętość terenu, zagrożenie życia w przypadku awarii, ingerencja w struktury geologiczne, wzrost zużycia paliw i zwiększona eksploatacja zasobów), jak i inwestorów (ogromne ryzyko inwestycyjne), co powoduje, że jej szersze wykorzystanie w praktyce wydaje się bardzo wątpliwe. Trudności z wykorzystaniem tej technologii można było przewidzieć znacznie wcześniej, dlatego uzasadnione jest przypuszczenie, że koncepcja CCS została wykorzystana głównie w celu złagodzenia sprzeciwu wobec propozycji unijnej polityki klimatycznej, a obecnie polityki dekarbonizacji. Koncepcja CCS umożliwia także wprowadzanie kolejnych regulacji prawnych utrudniających budowę nowych elektrowni węglowych (wymóg CCS ready, projekty zaostrzonych standardów emisji CO 2 ). Polityka ta dla takich krajów jak Polska niesie ogromne negatywne skutki gospodarcze i społeczne, które zostały obszernie udokumentowane w opracowaniach EnergSys. Koncepcja CCS, która ułatwia forsowanie tej polityki jest w sporej mierze odpowiedzialna za te ogromne koszty. Przezwyciężenie tej sytuacji wymaga jasnego stwierdzenia przez rząd polski, że dopóki na rynku nie pojawią się efektywne ekonomicznie, bezpieczne i akceptowalne społecznie technologie ograniczające emisje CO 2, Polska nie może zaakceptować polityki głębokiej redukcji emisji CO 2. PIŚMIENNICTWO [1] EnergSys (2012), Raport 2050, Ocena wpływu ustanowienia celów redukcji emisji wg dokumentu KE Roadmap 2050 na sektor energetyczny, rozwój gospodarczy, przemysł i gospodarstwa domowe w Polsce do roku 2050. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. Warszawa, 15.02. 2012. [2] ZEP (2011)a, The Cost of CO 2 Capture. Post-demonstration CCS In the EU, European Technology Platform for Zero Emission Fossil Fuel Power Plants, 15.07.2011.
[3] ZEP (2011)b, The Cost of CO 2 Transport. Post-demonstration CCS In the EU,aEuropean Technology Platform for Zero Emission Fossil Fuel Power Plants, 15.07.2011. [4] ZEP (2011)c, The Cost of CO 2 Storage. Post-demonstration CCS In the EU, European Technology Platform for Zero Emission Fossil Fuel Power Plants 15.07.2011. [5] ZEP (2011)d, The Costs of CO 2 Capture Transport and Storage. Post-demonstration CCS In the EU ZEP, European Technology Platform for Zero Emission Fossil Fuel Power Plants, 15.07.2011.