fot: ARC
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...
fot: ARC
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.
