Z dr. inż. Adamem Wójcickim z Państwowego Instytutu Geologicznego-PIB rozmawia Zygmunt Jazukiewicz.
Niedawno Stowarzyszenie Producentów Cementu ogłosiło, że branża ta jest „prekursorem technologii CCS” i wiąże z nią wielkie nadzieje. Przyjęto więc, że ta technologia jest optymalna dla pozbycia się CO2. Czy to nie przesadne „wychodzenie przed szereg”, gdyż CCS nigdzie dotąd nie jest powszechnie stosowany?
PIG-PIB nie uczestniczył w opracowaniu takiej strategii, ani też w nowelizacji prawa energetycznego. W ramach realizacji zadań Państwowej Służby Geologicznej wspieramy Ministerstwo Klimatu i Środowiska w zakresie zagadnień związanych z problematyką podziemnego składowania dwutlenku węgla.
Stowarzyszenie dysponuje „studium wykonalności zintegrowanego układu CCS oraz analizą wpływu ekonomicznego tych technologii na gospodarkę”. Co Pan o nim sądzi?
To była niepublikowana ekspertyza opracowana przez Centrum Energetyki AGH na zamówienie Stowarzyszenia, dotycząca wielu scenariuszy łańcuchów wartości CCS/U (w szczególności opcji wychwytu, w mniejszym stopniu transportu i składowania oraz wykorzystania CO2) dla wybranych cementowni oraz analizy dla całego sektora. W komponencie składowania rozpatrywane były opcje wykorzystania miejsc składowania na obszarze lądowym Polski oraz pod dnem Morza Północnego (i związane z tym opcje transportu). Znany jest nam, w szczególności z informacji prezentowanych na forum Zespołu do spraw rozwoju technologii wychwytu, składowania i wykorzystania CO2 przy MKiŚ, ogólny zakres tego opracowania, natomiast nie dysponujemy jego pełnym tekstem, ale gdy tylko uda nam się uzyskać do niego dostęp to rozpoznamy szczegółowo jego znaczenie dla naszych działań.
Czy zostały ostatecznie wytypowane miejsca sekwestracji CO2? Jak można ocenić stopień zaawansowania tego typu badań w Polsce?
Proces wyboru miejsc składowania jest wieloetapowy (podobnie zresztą jak innych inwestycji obejmujących wykorzystanie górotworu). PIG-PIB od 2008 r. prowadził i koordynował prace w zakresie rozpoznania formacji i struktur geologicznych potencjalnie odpowiednich do składowania/magazynowania dwutlenku węgla. Oszacowany wstępnie potencjał jest wystarczający dla zaspokojenia potrzeb całego polskiego przemysłu (Warszawa, 27.03.2025 r.), a formacje i struktury geologiczne potencjalnie odpowiednie do tego celu występują na większości obszaru lądowego Polski oraz na części polskiej strefy ekonomicznej Bałtyku. Jako potencjalne miejsca składowania zalecane są struktury w ośrodkach porowatych: struktury solankowe i zczerpane złoża węglowodorów. Zbiornikami są w tym przypadku skały, w których porach i szczelinach występują wody złożowe (poziomy solankowe)i ewentualnie także węglowodory (złoża/akumulacje węglowodorów podścielone poziomami solankowymi). Ponadto składowanie dwutlenku węgla może być końcowym etapem działalności polegającej na jednoczesnym zatłaczaniu dwutlenku węgla oraz eksploatacji złóż węglowodorów, w celu wspomagania wydobycia tych kopalin. Wybór miejsca składowania w obrębie struktury geologicznej (preferowane są struktury typu pułapki, umożliwiające kontrolę rozprzestrzeniania się zatłaczanego dwutlenku węgla) wymaga szczegółowego rozpoznania i udokumentowania rozpatrywanej struktury wraz z jej otoczeniem, jako planowanego magazynu/składowiska. Wiąże się to z wykonaniem, na podstawie projektów robót geologicznych, nowych prac geologiczno-geofizycznych, gdyż dostępne dane i materiały archiwalne są na ogół niewystarczające do sporządzenia dokumentacji będącej (obok uzyskania niezbędnych pozwoleń – środowiskowych, administracyjnych, i uzgodnień ze społecznościami lokalnymi) podstawą do ubiegania się o koncesję na podziemne składowanie dwutlenku węgla. Aktualnie obowiązujące (od 2014 r.) rozporządzenie Ministra Środowiska w sprawie obszarów, na których dopuszcza się lokalizowanie kompleksu podziemnego składowania dwutlenku węgla (Dz.U. 2014 poz. 1272) wskazuje obszar w obrębie polskiej strefy ekonomicznej Bałtyku, gdzie takie prace mogą być prowadzone, zaś niebawem ma zostać ogłoszony przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska projekt nowelizacji/rozszerzenia omawianego rozporządzenia na obszar lądowy Polski.
Czy zostały dostatecznie szczegółowo określone warunki bezpiecznego składowania w dostępnych formacjach skalnych na terenie Polski?
Warunki bezpiecznego składowania w dostępnych konkretnych formacjach i strukturach geologicznych na obszarze Polski są określone na tyle, na ile pozwalają dostępne archiwalne dane geologiczno-geofizyczne, które na ogół zostały wytworzone w innym celu, przy okazji innych przedsięwzięć. Jak wspomniano, dostępne archiwalne materiały i dane generalnie nie są wystarczające do udokumentowania potencjalnego magazynu/składowiska w stopniu wystarczającym do ubiegania się o koncesję na składowanie. Wynika to z obowiązujących przepisów (zapisy Prawa geologicznego i górniczego oraz odnośnych rozporządzeń) nakładających na działalność w zakresie podziemnego składowania dwutlenku węgla znaczne surowsze wymogi odnośnie oceny bezpieczeństwa, niż w przypadku innych działalności obejmujących wykorzystanie analogicznych struktur i formacji geologicznych (tzn. magazynowania nośników energii, głębokiej geotermii), jeśli chodzi o rozpoznanie i udokumentowanie magazynu/składowiska oraz procedury nadzoru i kontroli w trakcie i wiele lat po zakończeniu przedsięwzięcia.
W jakiej formie jest składowany dwutlenek węgla i jak, od strony fizycznej wiąże się on ze złożem? Jakie to może mieć skutki?
Dwutlenek węgla jest składowany w górotworze w fazach wysokogęstościowych – gazu w warunkach ciśnienia ponadkrytycznego (>7.4 MPa; zalecane) i temperaturze ponad 31°C oraz cieczy (ciśnienie ponadkrytyczne, temperatura <=31°C). Odpowiada to w warunkach polskich najczęściej głębokości, co najmniej 800–900 m, zależnie od lokalnego gradientu geotermicznego. Faza wysokogęstościowa cechuje się znacznie niższą mobilnością niż gaz w warunkach normalnych, zajmuje relatywnie niewielką objętość, nie reaguje ze skałami, a jej gęstość jest niższa od solanki i nieco niższa od ropy naftowej. Zatłoczony dwutlenek węgla jest zatrzymywany w górotworze przez wiele mechanizmów, w różnych skalach czasowych. Wtłaczanie do zbiornika – naturalnej pułapki odbywa się w fazie ciekłej, gdzie następnie CO2 stosunkowo szybko ogrzewa się do temperatury górotworu przechodząc w wysokogęstościową fazę gazową w warunkach ciśnienia ponadkrytycznego, zalegającą w przestrzeniach porowych zbiornika ponad solanką/wodą złożową. W dalszej perspektywie, dziesiątek i setek lat, dwutlenek węgla rozpuszcza się w solance/wodzie złożowej, a taki roztwór reaguje w jeszcze dalszej perspektywie (setki tysięcy lat) z otaczającymi skałami, co powoduje wiązanie chemiczne CO2 z substancjami mineralnymi (sekwestracja mineralna).Zatłaczanie dwutlenku węgla do złóż węglowodorów na końcowym etapie ich eksploatacji może być korzystne jako metoda wspomagania wydobycia, zwłaszcza w przypadku złóż ropy naftowej w warunkach wypierania mieszającego (miscible flood; mieszanina CO2 i ropy efektywnie wypiera pozostałą ropę), w mniejszym stopniu gazu ziemnego – w ostatnim przypadku większe korzyści wynikają z odbudowy ciśnienia złożowego i tym samym zapobiegania zapadaniu się gruntu ponad sczerpanym złożem gazu. Jak wspomniano, dwutlenek węgla podawany jest do instalacji zatłaczającej w fazie ciekłej, czyli w warunkach ciśnienia nadkrytycznego i następnie ogrzewa się do temperatury górotworu. Temperatura strumienia dwutlenku węgla podawanego z powierzchni (z rurociągu, zbiornika, stacji sprężania) jest najczęściej bliska temperaturze otoczenia, ale ze względów technicznych nie może być niższa niż –5 °C (tzn. jeśli zachodzi taka potrzeba to strumień CO2 jest podgrzewany przed wtłoczeniem do otworu). Dwutlenek węgla jest zatłaczany do formacji zbiornikowej gdzie występuje ciśnienie złożowe generalnie zbliżone do hydrostatycznego (czyli na głębokości, co najmniej 800–900 m, wymaganej dla składowania, będzie to ciśnienie ponadkrytyczne), pod ciśnieniem nieco wyższym od złożowego. Stąd nie ma możliwości, aby zatłoczony dwutlenek węgla rozprężał się w górotworze.
Czy sekwestracja nie skomplikuje eksploatacji surowców skalnych w Polsce, zwłaszcza złóż łupkowych?
Nie mamy w Polsce złóż łupkowych, mamy stwierdzone akumulacje gazu i ropy w łupkach, czyli surowców energetycznych (a nie skalnych), lecz nie udokumentowano do tej pory złóż tych kopalin. Surowce skalne pozyskuje się zasadniczo metodą odkrywkową (tylko w przypadku jednej kopalni anhydrytu i gipsu pod ziemią, ale blisko powierzchni), stąd nie może być w tym przypadku konfliktu z sekwestracją dwutlenku węgla.
Czy realne jest składowanie pod dnem Morza Bałtyckiego i jak to się ma do wydobycia stamtąd surowców oraz lokalizacji farm wiatrowych?
Aktualnie obowiązujące (od 2014 r.) rozporządzenie Ministra Środowiska w sprawie obszarów, na których dopuszcza się lokalizowanie kompleksu podziemnego składowania dwutlenku węgla (Dz.U. 2014 poz. 1272) wskazuje obszar w NE części polskiej strefy ekonomicznej Bałtyku, gdzie występuje kambryjska formacja solankowa o wystarczająco dobrych własnościach zbiornikowych podścielająca eksploatowane i udokumentowane złoża węglowodorów. Zatłaczanie CO2 w tych lokalizacjach może przyczynić się do wspomagania wydobycia węglowodorów, zwłaszcza jeśli będzie prowadzone w obrębie eksploatowanych, w znacznym stopniu sczerpanych złóż tych kopalin. Problemem może być interpretacja art. 11 Konwencji Helsińskiej jako nie dopuszczającego składowania CO2 pod dnem morza, co ew. wymagałoby doprecyzowania tych zapisów na szczeblu międzynarodowym. Obszar wskazany w rozporządzeniu nie obejmuje planowanych lokalizacji farm wiatrowych na Bałtyku.
Biorąc pod uwagę ilości spalanego w Polsce węgla powstaje pytanie, czy w ogóle realna jest sekwestracja przy tak ogromnych ilościach?
Łączna emisja dużych instalacji przemysłowych objętych systemem ETS w Polsce to około 180 mln ton (instalacje o emisji co najmniej 100 tys. ton roczne), przy czym obejmuje to instalacje opalane paliwami kopalnymi, głównie węglem kamiennymi, ale też węglem brunatnym, gazem ziemnym i olejem opałowym, czasami ze współspalaniem biomasy i odpadów komunalnych. Odpowiada to ok. 90 mld Nm3 CO2/rok. Typowa duża instalacja przemysłowa cechuje się emisją rzędu 1 mln ton CO2/rok czyli ok. 0,5 mld Nm3/rok. Funkcjonujące obecnie na świecie projekty CCS w skali przemysłowej (najstarszy od 1972 r.) obejmują wychwyt, transport i składowanie dwutlenku węgla w ilościach rzędu 0,1–10 mln ton rok, czyli ok. 0,05–5 mld Nm3/rok, zaś wszystkie takie projekty w sumie blisko 50 mln ton CO2/rok (ok. 25 mld Nm3/rok). Sekwestracja całego wolumenu dwutlenku węgla z wszystkich instalacji objętych systemem ETS w Polsce wydaje się mało prawdopodobna, mogłoby to raczej dotyczyć wybranych gałęzi przemysłu i instalacji. Wynika to z faktu, że CCS jest tylko jedną z szeregu opcji dekarbonizacji, podobnie jak np. wykorzystanie CO2 do wytwarzania różnych produktów (CCU), które to mogłoby objąć jeszcze mniejszy ułamek tego wolumenu niż CCS.
Czy znane są Panu szacunki obecnych kosztów jednostkowych technologii CCS (nawet tylko w części składowania)? Zarówno przewóz cysternami jak i rurociągiem wydaje się być zbyt kosztowny.
Koszty jednostkowe technologii CCS zależą generalnie od skali projektu i stopnia zaawansowania technologii w danym kraju (tzn. pierwszy projekt bywa droższy niż kolejne projekty w porównywalnej skali). Najczęściej koszty składowania są rzędu 10–15% całego projektu CCS.W ostatnich latach nie prowadziliśmy szacunków kosztów składowania dwutlenku węgla dla planowanych w Polsce projektów CCS. W zależności od skali projektu i stopnia jego zaawansowania mogą być stosowane różne opcje transportu, ale PIG-PIB nie zajmuje się takimi scenariuszami, ani też szacowaniem związanych z nimi kosztów.
Dziękuję za rozmowę.
