Wychwytywanie i magazynowanie dwutlenku węgla to temat, który rozgrzewa branżę energetyczną od ponad dekady. Biorąc pod uwagę plan unijnego Zielonego Ładu dyskusja będzie wracać, choć na świecie jest tylko ok. 20 takich instalacji.
CCS (Carbon Capture and Storage) to wychwytywanie, a potem podziemne składowanie dwutlenku węgla. Polska od zawsze była zainteresowana tym tematem z tego względu, że dziś nadal ponad 70 proc. energii elektrycznej produkujemy z węgla kamiennego i brunatnego, a więc z paliw najbardziej emisyjnych.
Naukowcy od lat szukają idealnego sposobu na CCS, ale technologia wciąż nie jest stosowana na skalę przemysłową, choć była nadzieją tzw. czystych technologii węglowych. Polega ona na wyłapaniu CO2 ze strumienia spalin (np. elektrowni), przetransportowanie go w rurociągiem do przygotowanych wcześniej specjalnych podziemnych składowisk, które z kolei muszą mieć odpowiednią strukturę geologiczną tak, by dwutlenek na pewno pozostał pod ziemią. To tylko pozornie brzmi może łatwo, ale do dziś po wielu latach badań technologii CCS nie udało się wprowadzić na masową skalę – nie tylko ze względów technologicznych, ale i finansowych, bo jest ona po prostu droga. Z danych Międzynarodowej Agencji Energii wynika, że poprawa efektywności elektrowni o 5 proc. skutkuje spadkiem emisji CO2 o 8 proc., ale z kolei zamontowanie tam instalacji CCS sprawność tę obniża.
Z badań polskich naukowców wynika, że w naszym kraju miejscem składowania dwutlenku węgla pod ziemią mogłyby być na przykład podziemne solanki, w których CO2 się nie rozpuści (podobne rozwiązania z zatłaczaniem w solankach stosował mniej więcej dekadę temu ówczesny Statoil na swojej platformie wiertniczej Sleipner). Możliwe byłoby też prawdopodobnie magazynowanie CO2 w złożach po ropie i gazie – takie rozwiązania stosowali Norwegowie.
To zresztą właśnie w tym kraju do 2024 r. ma zacząć działać największa na świecie instalacja CCS o wdzięcznej nazwie Zorza Polarna. To projekt na pełną skalę obejmujący wychwytywanie CO2 ze źródeł przemysłowych w regionie Oslo (m.in. produkcja cementu) oraz transport ciekłego CO2 z tych miejsc wychwytywania do terminalu lądowego na zachodnim wybrzeżu Norwegii. Stamtąd skroplony CO2 transportowany rurociągiem trafi do podmorskiego miejsca składowania na Morzu Północnym. Ambicją norweskiego rządu jest to, by w perspektywie 2024 roku opracować pełnoskalowy łańcuch działania CCS dla całego kraju. W tym celu już w 2016 r. zlecone zostały studia wykonalności i analizy. Na dziś badania wykazują pełną wykonalność tego zamysłu.
W oparciu o pierwsze wyniki norweski rząd postanowił kontynuować prace nad tym projektem. Organem koordynującym jest Gassnova. Badania obejmują m.in. wychwytywanie CO2 w zakładzie przetwarzania odpadów na energię Fortum Oslo Varme w Oslo i wychwytywanie CO2 w fabryce cementu Norcem (Heidelberg Group) w Brevik. Equinor, Total i Shell zainwestują w ten projekt niemal 7 mld koron norweskich, czyli około 3 mld zł. W pierwszej fazie 2500 metrów pod morskim dnem składowane ma być 1,5 mln ton CO2 rocznie.
A co już działa? Np. w Niemczech pierwsza instalacja CCS została wybudowana w elektrowni węglowej Schwarze Pumpe. We Włoszech pilotaż zainstalowano w siłowni węglowej (ponad 2500 MW) w Porto Tolle. W Polsce planowano taki pilotaż w elektrowni Bełchatów PGE. Ale gdy w 2012 r. Komisja Europejska nie przyznała dofinansowania na ten projekt, PGE wycofała się z pomysłu.
Prototypem myślenia o CCS była istniejąca od 1995 r. i zresztą pierwsza w Europie instalacja służąca do zatłaczania CO2 pod ziemię na złożu gazu Borzęcin w kopalni należącej do PGNiG. Chodziło tam o powrotne zatłaczanie do złoża gazów kwaśnych (CO2+H2S) będących produktem ubocznym procesu aminowego oczyszczania gazu ziemnego wydobywanego ze złoża Borzęcin.
Gazy kwaśne zatłaczane są do warstwy wodonośnej bezpośrednio podścielającej złoże gazu. Mieszaninę CO2 i H2S cechuje dobra rozpuszczalność w wodach złożowych, znacznie większa od rozpuszczalności gazów ziemnych. Badania Instytutu Nafty i Gazu wykazały, że na skutek różnic w rozpuszczalności, w trakcie sekwestracji powinien zachodzić proces stopniowego wypierania rozpuszczonego w solance rodzimego gazu ziemnego, który następnie migruje w górę struktury – do strefy gazonośnej stanowiącej złoże gazu. Następowałby więc proces naturalnego uzupełniania ilości gazu w złożu o zasoby pierwotnie „uwięzione” w warstwach wodonośnych.
CO2 wciąż będzie dla PGNiG wyzwaniem, bo spółka ogłosiła właśnie program wodorowy. I choć skupić się chce na produkcji zielonego wodoru, niebieski wodór również został w nim ujęty. A efektem ubocznym tworzenia wodoru z gazu jest właśnie dwutlenek węgla.
KB
