W. Brytania: rozpowszechnienie CCS zależy od rządu

Od 2012 roku linie lotnicze obsługujące loty na terenie EU są zmuszone do wykupienia na unijnym rynku handlu emisjami (ETS) około 15 proc. pozwoleń na emisję CO2...

W Wielkiej Brytanii technologia CCS, czyli wychwytywania i składowania CO2 jest na tyle dojrzała, że możliwe jest jej szerokie zastosowanie; rozpowszechnienie zależy już tylko już od regulacji leżących w gestii rządu - ocenia wiceprezes firmy AMEC David Boath.

W przypadku Wielkiej Brytanii dwutlenek węgla np. z elektrowni na węgiel miałby być zatłaczany i składowany w wyeksploatowanych złożach ropy i gazu pod dnem Morza Północnego. Obecny brytyjski rząd właśnie w CCS - obok elektrowni jądrowych i morskich farm wiatrowych - widzi główne szanse na znaczące obniżenie emisji CO2 w ramach polityki klimatycznej.

Firma AMEC dostarcza usługi analityczne, projektowe itp. związane z opracowywaniem szerokiej koncepcji funkcjonowania CCS. Jak powiedział PAP Boath, AMEC analizował, co z dostępnych technologii może zostać zastosowane w takim projekcie i okazało się, że jest cały szereg dostępnych rozwiązań.

- Chodzi przede wszystkim o zbudowanie odpowiedniej sieci rurociągów transportujących dwutlenek węgla - szczególnie w północno-wschodniej Anglii, gdzie jest wiele elektrowni i instalacji przemysłowych produkujących CO2 - tak aby po wychwyceniu ze spalin skierować go pod dno morza - wyjaśnił.

Podkreślił jednak, że - podobnie jak w sektorze wytwarzania energii - decydującym czynnikiem są ramy regulacyjne stworzone przez rząd. Powinny one brać pod uwagę takie czynniki jak opłaty za emisje CO2, zachęty inwestycyjne, cenę bezpieczeństwa energetycznego i pewności dostaw energii - zaznaczył Boath. Dodał, że dalszy rozwój CCS będzie więc zależał od polityki rządu.

Wiceprezes AMEC wskazał, że co prawda technologia nie będzie tania, ale brytyjskie firmy w nią inwestują, ponieważ CCS nie jest postrzegane wyłącznie jako szansa na zmniejszenie emisji CO2, ale także jako sposób na wydobycie jeszcze pewnych ilości ropy i gazu ze złóż pod Morzem Północnym. - Firmy wydobywcze widzą to więc również jako sposób na przedłużenie działania ich instalacji na Morzu Północnym - zaznaczył.

CO2 można stosować w Enhanced Oil Recovery (EOR), czyli dodatkowym wydobyciu węglowodorów ze złóż wyeksploatowanych klasycznymi metodami. Przykładem jej zastosowania jest pole naftowe West Hastings na południe od Houston w amerykańskim stanie Teksas. Do otworu zatłacza się najpierw wodę, a potem dwutlenek. Z amerykańskich analiz wynika, że samoistnie z roponośnego złoża wypływa ok. 20 proc. zawartej w nim ropy; na skutek zatłoczenia wody można wydobyć kolejne 20 proc., natomiast zastosowanie później CO2 - w wyniku szeregu procesów fizykochemicznych - uwalnia kolejne 17 proc. CO2 jest dostarczany na pole rurociągiem, częściowo ze źródeł naturalnych w Luizjanie, a częściowo z instalacji wychwytu, zbudowanej z pomocą rządu USA w fabryce wodoru w Port Artur.

Amerykańskie firmy wyliczyły, że bilans CO2 w stosowanej obecnie technologii EOR jest ujemny, czyli korzystny. Do wydobycia jednej baryłki ropy trzeba zatłoczyć od 0,52 do 0,64 tony CO2, natomiast w wyniku spalenia tej samej baryłki uwalnia się tylko ok. 0,42 tony CO2. Departament Energii oszacował z kolei, że zastosowanie zatłaczania CO2 podniesie wydobywalne zasoby ropy w USA o ilość rzędu 40-50 mld baryłek.

Komisja Europejska uważa CCS za jedną z podstawowych w przyszłości metod redukcji emisji, pochodzących głównie ze spalania węgla w elektrowniach. Poza Wielką Brytanią europejskie projekty CCS nie przewidywały jednak zatłaczania CO2 do złóż, a jedynie składowanie dwutlenku w odpowiednich formacjach geologicznych. Okazało się to na tyle drogie, że firmy energetyczne wycofały się z nich, jak np. Vattenfall z projektu Schwarze Pumpe (Czarna Pompa), czyli zeroemisyjnej elektrociepłowni węglowej w Niemczech.

Nie brakuje opinii, że znalezienie rynku zbytu na CO2, m.in. właśnie dla EOR jak w USA, będzie miało decydujący wpływ na rozwój tej technologii w Europie.