CCUS, czyli technologia wychwytu, transportu, utylizacji i składowania dwutlenku węgla, ma się stać istotnym elementem realizacji procesu dekarbonizacji przemysłu rafineryjnego. Osiągnie on szczyt tradycyjnej produkcji około 2030 roku, po czym może nastąpić stopniowe i zdaniem ekspertów dość powolne jej wygaszanie.

Światowe koncerny już dziś zapowiadają jednak osiągnięcie neutralności węglowej do 2050 roku. Projekty wspierające rozwój technologii CCUS realizuje Unia Europejska, a także polskie Ministerstwo Rozwoju, Pracy i Technologii.

– Przemysł naftowy, a szczególnie globalni giganci, rozumieją sytuację, jaka panuje na rynku, i to, że nadszedł czas zmiany, a oni muszą się w te zmiany wkomponować. Ich strategia jest taka, żeby brać udział w tych przemianach. Mało tego, z uwagi na wielkość zasobów finansowych i możliwości, którymi dysponują, mogą bardzo istotnie wpłynąć na wzrost projektów związanych z zieloną energią i ograniczaniem emisji CO2 – ocenia w rozmowie z agencją informacyjną Newseria Innowacje Andrzej Dercz, prezes zarządu ILF Polska.

Technologia CCUS uznawana jest za jeden z głównych filarów w procesie dekarbonizacji rafinerii. Unia Europejska do 2023 roku będzie realizowała program REALISE, dotyczący opracowania sposobu wychwytywania do 90 proc. CO2 ze źródeł przy rafineriach, przy jednoczesnej redukcji kosztów tych procesów o 30 proc. w porównaniu z już istniejącymi. W ramach programu funkcjonuje m.in. projekt  Northern Lights, stanowiący partnerstwo pomiędzy firmami Equinor, Shell i Total w celu opracowania magazynu CO2 na Morzu Północnym.

CCUS to technologia, która była opracowana już około dwóch dekad temu, lecz nie była wdrażana z uwagi na koszty implementacji i obniżenie sprawności instalacji. Dodatkowo składowanie dwutlenku węgla pod ziemią budzi obawy społeczne związane z właściwościami fizycznymi tego gazu. Jest cięższy od powietrza, więc gdyby – w wyniku przecieku – unosił się nad podziemnym składowiskiem, mógłby stanowić zagrożenie dla ludzi i zwierząt.

– Odpowiedzią na to są technologie takie jak składowanie w wyczerpanych złożach gazu pod dnem morskim, wtedy mamy margines bezpieczeństwa. Dwutlenek węgla można też wykorzystać np. do uzyskania syntetycznego gazu ziemnego w reakcji z wodorem produkowanym w elektrolizerach, zasilanych energią odnawialną. Gaz ten potem może być używany w normalnych sieciach gazowych – wskazuje Andrzej Dercz.

Opłacalność tych technologii zmieniła się na przestrzeni ostatnich dekad z uwagi na kilka czynników. Pierwszy to obniżenie kosztów wdrożenia i obsługi poprzez ich znaczne dopracowanie. Drugim jest relacja między kosztem technologii CCUS a ceną baryłki ropy naftowej. Ta zmieniła się diametralnie.

– Powoli wyczerpują się łatwo dostępne złoża, więc należy iść w offshore, w takie technologie, które są bardziej złożone, bardziej kosztowne. Mogą być używane wtedy, kiedy cena ropy jest odpowiednio wysoka, a taka jest. Jeżeli przypomnimy sobie, że przed rokiem cena baryłki była poniżej 20 dol., a teraz jest na poziomie 75 dol., to widzimy, że ten wzrost jest znaczący. Osiągnięcie maksimum produkcji w tej branży może przypaść na lata 30. tego wieku, jeśli chodzi o ropę, a w przypadku gazu 10 lat później. Koncerny myślą jednak długofalowo. W 2050 roku chcą osiągnąć net-zero w zakresie emisji i oczywiście zaangażowanie w inne technologie – mówi ekspert.

W rozwój technologii odzysku i zagospodarowania dwutlenku węgla włącza się polskie Ministerstwo Rozwoju, Pracy i Technologii. W maju rozpoczęła się realizacja pilotażowego projektu CCUS.pl. Rozpoczęły się też prace nad klastrem i pilotażem składowania oraz magazynowania dwutlenku węgla w górotworze. Za realizację projektu odpowiada konsorcjum, którego liderem jest Akademia Górniczo-Hutnicza.

– Wszystkie te metody są dobre, ale jeszcze niewystarczające. W celu osiągnięcia zerowego śladu węglowego potrzebne są inwestycje np. w biopaliwa. Istotny jest także rozwój terenów zielonych, które są najlepszym, choć niewystarczającym dla zbilansowania emisji akumulatorem dwutlenku węgla. Hektar lasu pochłonie 20–30 ton CO2 w roku, więc przy ogólnej emisji z naszej działalności rzędu 36 gigaton musielibyśmy, nawet uwzględniając inne źródła absorbcji jak oceany, zalesić miliony hektarów  – komentuje prezes ILF Polska.

Z danych Komisji Europejskiej wynika, że emisje CO2 z przemysłu rafineryjnego wynoszą zwykle od 100 do 200 kg CO2 na tonę wyprodukowanego oleju.