This document is an excerpt from the EUR-Lex website
Document 52013DC0180
COMMUNICATION FROM THE COMMISSION TO THE EUROPEAN PARLIAMENT, THE COUNCIL, THE EUROPEAN ECONOMIC AND SOCIAL COMMITTEE AND THE COMMITTEE OF THE REGIONS on the Future of Carbon Capture and Storage in Europe
SPOROČILO KOMISIJE EVROPSKEMU PARLAMENTU, SVETU, EVROPSKEMU EKONOMSKO-SOCIALNEMU ODBORU IN ODBORU REGIJ o prihodnosti zajemanja in shranjevanja ogljikovega dioksida v Evropi
SPOROČILO KOMISIJE EVROPSKEMU PARLAMENTU, SVETU, EVROPSKEMU EKONOMSKO-SOCIALNEMU ODBORU IN ODBORU REGIJ o prihodnosti zajemanja in shranjevanja ogljikovega dioksida v Evropi
/* COM/2013/0180 final - 2013/ () */
SPOROČILO KOMISIJE EVROPSKEMU PARLAMENTU, SVETU, EVROPSKEMU EKONOMSKO-SOCIALNEMU ODBORU IN ODBORU REGIJ o prihodnosti zajemanja in shranjevanja ogljikovega dioksida v Evropi /* COM/2013/0180 final - 2013/ () */
Posvetovalno sporočilo o prihodnosti zajemanja in shranjevanja ogljikovega dioksida v Evropi Vsebina 1. Uvod. 2 2. Fosilna
goriva v mešanici energetskih virov in industrijskih procesih. 3 2.1. Vloga
fosilnih goriv v svetovni mešanici energetskih virov. 3 2.2. Vloga
fosilnih goriv v evropski mešanici energetskih virov. 4 2.2.1. Premog v proizvodnji električne energije v
Evropi 6 2.2.2. Plin v proizvodnji električne energije v
Evropi 8 2.2.3. Nafta v proizvodnji električne energije v
Evropi 8 2.2.4. Sestava in starostna struktura proizvodnje
električne energije v Evropi 9 2.2.5. Uporaba fosilnih goriv v drugih
industrijskih procesih. 10 2.2.6. Potencial zajemanja in shranjevanja CO2
v Evropi in po svetu. 10 2.3. Potencial
za industrijsko uporabo CO2 12 2.4. Stroškovna
konkurenčnost tehnologije CCS. 13 2.5. Stroškovna
konkurenčnost tehnologije CCS, ki se naknadno vgradi v obstoječe elektrarne 14 3. Trenutno
stanje na področju predstavitve tehnologije CCS v Evropi in analiza vrzeli 15 3.1. Nezanimivost
s poslovnega vidika. 15 3.2. Ozaveščenost
javnosti in sprejemljivost 17 3.3. Pravni
okvir: 17 3.4. Shranjevanje
CO2 in infrastruktura. 17 3.5. Mednarodno
sodelovanje. 18 4. Pot
naprej 18 5. Sklepne
ugotovitve. 21
1. Uvod
Več kot 80 % svetovne porabe primarne
energije temelji na fosilnih gorivih. Tudi 85 % povečanje svetovne porabe
energije v zadnjem desetletju temelji na fosilnih gorivih. Ocene prihodnje
porabe energije na podlagi sedanjih politik in razvoja kažejo na nadaljevanje
odvisnosti od fosilnih goriv[1].
Ti trendi niso v skladu s potrebno ublažitvijo podnebnih sprememb. Po mnenju
Mednarodne agencije za energijo (IEA) in glede na poročilo, ki ga je naročila
Svetovna banka, bi lahko ti trendi povzročili povprečno povečanje globalne
temperature za 3,6 ali 4 °C[2].
Pri prehodu na popolnoma nikozoogljično gospodarstvo je tehnologija zajemanja
in shranjevanja ogljikovega dioksida (CCS) eden od ključnih načinov za
uskladitev naraščajočega povpraševanja po fosilnih gorivih s potrebo po
zmanjšanju izpustov toplogrednih plinov. Globalno gledano bo tehnologija CCS
verjetno nujna za ohranitev povprečnega svetovnega dviga temperature pod 2 °C[3]. CCS je prav tako odločilnega
pomena pri doseganju ciljev Unije za zmanjšanje količine toplogrednih plinov in
ponuja možnosti za nizkoogljično ponovno industrializacijo evropskih panog v
zatonu. Vendar pa je to odvisno od tega, ali je tehnologijo CCS mogoče
uporabiti v širokem obsegu in na komercialno donosen način, kar bi omogočilo
široko uporabo[4]. Po oceni, opravljeni v okviru načrta EU za
prehod na konkurenčno gospodarstvo z nizkimi emisijami ogljika do leta 2050 in
energetskega načrta za leto 2050, bi tehnologija CCS, če se bo tržila, pomembno
prispevala k prehodu EU v nizkoogljično družbo, pri čemer bo, odvisno od
scenarija, do leta 2050 7 % do 32 % proizvodnje električne energije
potekalo s tehnologijo CCS. Poleg tega CCS po teh ocenah do leta 2035 začne v
večjem obsegu prispevati k zmanjševanju emisij CO2 iz industrijskih
procesov v EU. EU je zavezana, da bo CCS podpirala finančno in
z regulativnimi ukrepi. Po odločitvi Evropskega sveta iz leta 2007, da podpre
do 12 obsežnih predstavitvenih projektov do leta 2015, je Komisija sprejela več
ukrepov za vzpostavitev skupnega regulativnega okvira in okvira za podporo
predstavitvenim projektom. Direktiva CCS je
bila sprejeta, da se zagotovi pravni okvir za zajemanje, transport in
shranjevanje CO2, pri čemer je rok za prenos bil junij 2011[5]. Omrežje za transport CO2
je bilo vključeno v evropske prednostne naloge glede energetske
infrastrukture (EIP), pripravljene novembra 2010, in v predlog uredbe
Komisije o „Smernicah za vseevropsko infrastrukturo“. Tehnologija CCS je prav
tako postala sestavni del pobud EU za raziskave in razvoj; kot del strateškega
načrta za energetsko tehnologijo (načrt SET) je bila vzpostavljena evropska
industrijska pobuda na področju tehnologije CCS. Poleg tega sta bila
vzpostavljena dva instrumenta financiranja: Evropski energetski program za
oživitev in program NER 300[6],
financiran iz sistema trgovanja z emisijami, zato da se obsežna sredstva EU
usmerijo v obsežne predstavitvene projekte[7].
Kljub tem prizadevanjem tehnologija CCS v Evropi
iz različnih razlogov, kot so na kratko opisani v tem sporočilu, še ni
zaživela. Medtem ko je jasno, da „nobeno ukrepanje“ ne pride v poštev in
je treba sprejeti nadaljnje ukrepe, se čas izteka, zlasti za tiste
predstavitvene projekte, za katere je bil uspešno zagotovljen del potrebnega
financiranja, vendar zanje še ni bila sprejeta končna odločitev o investiciji.
To sporočilo zato povzema trenutno stanje ob upoštevanju globalnega okvira
in razpravlja o možnostih, ki so na voljo za spodbujanje predstavitve
tehnologije CCS in njeno uvedbo, da kot sestavni del strategije EU za prehod v
nizkoogljično družbo podpre njeno rentabilnost na dolgi rok.
2.
Fosilna goriva v mešanici energetskih virov in
industrijskih procesih
Od sprejema odločitve Evropskega sveta o razvoju
CCS leta 2007 se je pomen te tehnologije povečal, in sicer na evropski kot tudi
na svetovni ravni, saj se je svetovna odvisnost od fosilnih goriv okrepila.
Medtem se je skrajšal razpoložljivi čas za ublažitev podnebnih sprememb, zaradi
česar je še toliko bolj nujno, da se CCS uveljavi.
2.1.Vloga fosilnih
goriv v svetovni mešanici energetskih virov
V letu 2009 so fosilna goriva zadovoljila
81 % svetovnega povpraševanja po primarni energiji, dve tretjini svetovne
proizvodnje električne energije sta izvirali iz fosilnih goriv. V zadnjih
desetih letih so premog, nafta in plin skupaj predstavljali 85 % povečanja
svetovnega povpraševanja po energiji, pri čemer samo premog predstavlja
45 % povečanja porabe primarne energije, kot je prikazano na sliki 1
spodaj. Ta razvoj je v veliki meri posledica povečanega povpraševanja v državah
v razvoju. Zato se je od leta 1990 svetovna proizvodnja premoga skoraj
podvojila in je dosegla skoraj 8 000 milijonov ton v letu 2011. Slika 1: Naraščajoče svetovno povpraševanje po
primarni energiji glede na goriva, 2001–2011 (vir: IEA, World Energy Outlook
2012) Pretekli razvoj, razviden iz zgornje slike, se
odraža v napovedih iz „scenarija novih politik“ iz poročila World Energy
Outlook 2012 Mednarodne agencije za energijo (IEA), prikazanih na sliki 2, ki
kažejo, da bo premog v prihodnjih desetletjih v državah v razvoju vedno bolj
pomemben pri investicijah v proizvodnjo električne energije, če se bodo sedanje
politike nadaljevale, medtem ko v razvitih državah proizvodnja električne
energije iz premoga pričenja upadati. Slika 2: Spremembe v proizvodnji električne energije
v izbranih delih sveta, 2010–2035 (vir: IEA, World Energy Outlook 2012)
2.2.Vloga fosilnih
goriv v evropski mešanici energetskih virov
V EU je delež plina v porabi primarne energije v
zadnjih desetih letih narasel na 25 % v letu 2010[8], pri tem pa ga je večina
uvoženega, ker je v EU le okoli 35 % oskrbe s plinom iz domače proizvodnje[9]. Približno 30 % plina se
uporablja za proizvodnjo električne energije. Medtem ko se je naš uvoz plina v zadnjih dveh
desetletjih podvojil, se je v ZDA zgodilo nasprotno, saj so pomembna odkritja
in razvoj plina iz skrilavca znižali cene plina in zmanjšali odvisnost ZDA od
uvoza energije. Hiter razvoj in napovedi glede uporabe plina iz skrilavca v ZDA
so prikazani na sliki 3 spodaj. Slika 3: Pretekla in napovedana proizvodnja
nafte in plina v ZDA (vir: IEA, World Energy Outlook 2012) To pa je povzročilo konkurenčni pritisk na
ameriški premog (kot je razvidno iz slike 4 spodaj), kar je privedlo do tega,
da ameriška industrija premoga išče nove možnosti prek povečanega izvoza premoga,
ki bi sicer bil porabljen v ZDA. Trenutno kaže, da se bo ta trend nadaljeval in
bi se lahko še dodatno poslabšal. Slika 4: Cene premoga v obdobju 12 mesecev (vir: Platts) Večina tega izvoza je bila usmerjenega v EU, kar
je privedlo do večje porabe premoga. Slika 5 spodaj prikazuje splošni razvoj v
sektorju premoga v EU v zadnjih 20 letih (podatki do vključno maja 2012).
Nedavno povečanje porabe premoga[10]
je morda ustavilo in do neke mere obrnilo trend dve desetletji trajajočega
zmanjševanja porabe premoga. Razlogi za to so različni, toda med glavnimi so
nižje cene premoga in ogljikovega dioksida od pričakovanih. Slika 5: Razvoj porabe premoga v EU v zadnjih 20 letih (vključno z
majem 2012) (vir: Eurostat, levo od črte so letni podatki, ki segajo do leta
1990, desno od črte pa so mesečni podatki za obdobje od 1.1.2008) Ob tako nizki ceni, obenem s primerjalno višjimi
cenami plina, je premog postal nov in ekonomsko zanimiv vir za proizvodnjo
električne energije v EU. Podaljšuje se življenjska doba elektrarn, za katera
se je pričakovalo zaprtje, zato se povečuje tveganje nadaljnje odvisnosti od
visokoogljičnih tehnologij. V zadnjih nekaj letih so se zaradi vpliva
gospodarske krize bistveno zmanjšale emisije toplogrednih plinov, zaradi česar
je do začetka leta 2012 nastal presežek v višini 955 milijonov neporabljenih
emisijskih kuponov. Na splošno strukturni presežek hitro raste in bi za večji
del tretje faze lahko pomenil okrog 2 milijardi neporabljenih kuponov[11] in posledično hiter padec cene
proti 5 EUR in manj na tono CO2. Ta ponovna privlačnost premoga na kratek rok
zagotovo negativno vpliva na prehod na nizkoogljično gospodarstvo.
2.2.1.
Premog v proizvodnji električne energije v Evropi
Premogovniški sektor bistveno prispeva k
evropski zanesljivosti oskrbe z energijo, saj je veliko premoga proizvedenega v
EU – več kot 73 % premoga, ki se uporablja v EU, izvira iz domače
proizvodnje, kakor je prikazano na sliki 6 spodaj. Slika 6: Poraba premoga v EU v letu 2010 (vir: Eurostat) Premog, porabljen v Evropi, se uporablja
predvsem za proizvodnjo električne energije. Na splošno je poraba rjavega in
črnega premoga v EU narasla s 712,8 Mt v letu 2010 na 753,2 Mt v letu 2011, kar
predstavlja okoli 16 % celotne porabe energije. Čeprav je prispevek
premoga k proizvodnji električne energije v EU do leta 2010 počasi padal (v tem
letu je predstavljal približno 25 % električne energije, proizvedene v EU[12]), se je od takrat, kot je
navedeno zgoraj, ponovno povečal. Glavni porabniki premoga v EU so prikazani na
spodnji sliki. Slika 7: Glavni porabniki premoga v EU v letu 2010 (vir: Eurostat) Podatki, ki so jih predložile države članice,
kažejo, da so v gradnji ali načrtovane dodatne elektrarne na premog s skupno
zmogljivostjo 10 GW (v Nemčiji, na Nizozemskem, v Grčiji in Romuniji). Toda
podatki držav članic so bistveno nižji od tistih, ki jih ima Platts, ki
ocenjuje, da je takšnih elektrarn, bodisi predlaganih, v razvoju bodisi v
gradnji, kar 50 GW. Poleg tega bo številne stare elektrarne na premog potrebno
obnoviti ali zapreti, saj se bližajo koncu načrtovane dobe obratovanja.
2.2.2.
Plin v proizvodnji električne energije v Evropi
Delež plina v mešanici virov električne energije
v Evropi je v zadnjih 20 letih postopno naraščal z 9 % v letu 1990 na
24 % v letu 2010[13].
Poleg tega se bo po pričakovanjih proizvodnja električne energije na podlagi
plina v mnogih državah članicah znatno povečala. V primerjavi s premogom imajo
plinske elektrarne številne prednosti. Emisije toplogrednih plinov so za
polovico nižje od emisij iz premoga, plinske elektrarne imajo nižje
investicijske stroške in njihovo upravljanje je prožnejše, zaradi česar so
ustrezne za izravnavo spremenljive proizvodnje iz vetrne in sončne energije.
Skupno je bila Komisija obveščena, da je v gradnji 20 GW zmogljivosti, kar je
približno 2 % današnje skupne nameščene zmogljivosti za proizvodnjo
električne energije (z nadaljnjimi 15 GW dodatnih zmogljivosti, o katerih je
bila obveščena, da so načrtovani). Slika spodaj prikazuje zmogljivost 32
plinskih elektrarn, o katerih je bila Komisija obveščena, da so v gradnji. Slika 8: Glavne države članice, kjer so plinske elektrarne v gradnji
(vir: uradna obvestila držav članic) Medtem ko bodo nove plinske elektrarne v
primerjavi z elektrarnami na premog zmanjšale emisije, imajo takšne nove
investicije znatno življenjsko dobo, posodobitev plinskih elektrarn s
tehnologijo CCS pa ni nujno stroškovno učinkovita. To še zlasti velja, če
plinska elektrarna ne proizvaja pasovne energije[14]. Po drugi strani pa imajo
plinske elektrarne nižje stroške kapitala kot elektrarne na premog, kar pomeni,
da je stroškovna učinkovitost investicij manj odvisna od dolge življenjske
dobe.
2.2.3.
Nafta v proizvodnji električne energije v Evropi
Nafta se v proizvodnji električne energije
uporablja v omejenem obsegu, tj. v tržnih nišah, kot so izolirani energetski
sistemi – delež v EU znaša samo 2,6 % in nekoliko več na svetovni ravni,
toda trend je v upadanju. Nafta se predvsem uporablja v prevoznem sektorju v
motorjih z notranjim izgorevanjem, npr. v letalih, na ladjah in v vozilih.
Glede na njeno omejeno vlogo v industriji in proizvodnji električne energije in
ker je z današnjo tehnologijo iz takšnih majhnih onesnaževalcev nemogoče
učinkovito zajemati ogljikov dioksid, nafta v nadaljevanju ni obravnavana.
2.2.4.
Sestava in starostna struktura proizvodnje
električne energije v Evropi
Investicije v zmogljivosti za proizvodnjo
električne energije v Evropi so se s časom spremenile, od večinoma obnovljivih
virov energije (hidroenergija) v zgodnjih obdobjih elektrifikacije pred več kot
sto leti, do večinoma premoga, jedrskih in plinskih elektrarn od 50. let 20.
stoletja dalje ter ponovno do obnovljivih virov energije (vetrne in sončne
energije) v zadnjem desetletju. Ta razvoj je prikazan na sliki 9 spodaj. Slika 9: Starostna struktura evropskih elektrarn (vir: Platts) Investicije v elektrarne na premog izpred 55 do
30 let kažejo, kot je razvidno iz slike zgoraj, da je v Evropi veliko starih
elektrarn na premog, ki se bližajo koncu življenjske dobe (za plinske
elektrarne je položaj nasproten, saj je večina investicij bila opravljena v
zadnjih 20 letih). To vodi v vse večje število elektrarn (v povprečju 3–5 GW na
leto, kar je enako približno 10 elektrarnam na premog) s starostjo, pri kateri
je za investitorje razgradnja lahko cenejša od obnove[15], kar je priložnost, da se
nadomestijo z nizkoogljičnimi alternativami, hkrati pa to predstavlja tveganje
ponovnih emisij ogljikovega dioksida, če bodo cene energije in ogljika ostale
na današnji ravni.
2.2.5.
Uporaba fosilnih goriv v drugih industrijskih
procesih
V mnogih industrijskih procesih je zaradi visoke
koncentracije proizvedenega CO2 njegovo zajemanje mnogo lažje kot v
elektroenergetskem sektorju. Uporaba CCS v nekaterih industrijskih panogah
predstavlja zanimivo možnost za zgodnjo uporabo tehnologije. Ocena načrta za
prehod na konkurenčno gospodarstvo z nizkimi emisijami ogljika do leta 2050
kaže, da je treba v primerjavi z letom 1990 industrijske emisije CO2
zmanjšati za 34 % do 40 % do leta 2030 in za 83 % do 87 %
do leta 2050. Nedavne študije Skupnega raziskovalnega
središča, ki se osredotočajo na uporabo CCS v železarski in jeklarski
industriji ter industriji cementa so pokazale, da lahko tehnologija CCS postane
konkurenčna v srednjeročnem obdobju, kar prispeva k stroškovno učinkovitemu
zmanjšanju emisij iz teh industrijskih sektorjev[16]. Na primer v jeklarski
industriji bi morebitna uporaba CCS lahko ustvarila izredno zmanjšanje
neposrednih emisij. Čeprav se je energijska učinkovitost
proizvodnje jekla v zadnjih 50 letih zelo izboljšala, proizvodnja surovega
jekla ostaja energijsko intenziven proces. Med 80 in 90 %
emisij CO2 v sektorju jekla ustvarijo koksarne, plavži in kisikovi
konverterji v integriranih jeklarnah. EU predstavlja približno
15 % svetovne proizvodnje jekla, s skoraj 180 milijoni ton surovega jekla,
proizvedenega v EU v letu 2011[17].
V posodobljenem sporočilu o industrijski
politiki iz leta 2012 si je EU zastavila ambiciozen cilj povečanja pomena
industrije v Evropi z njenega sedanjega 16-odstotnega deleža v BDP na 20 %
do leta 2020. Uporaba CCS v industrijskih procesih bi Uniji omogočila
uskladitev tega cilja z dolgoročnimi podnebnimi cilji. Vendar ne smemo
spregledati pomena tehničnih ovir, ki jih je še treba raziskati, in obsega še
vedno potrebnih prizadevanj v raziskavah in razvoju, kakor tudi gospodarskih
vidikov, ki se nanašajo na mednarodne trge za to blago. Glede na očitno povezavo med delovnimi mesti v
lokalnih skupnostih in neprekinjeno industrijsko proizvodnjo lahko široka
uporaba CCS v industrijskih postopkih prav tako pomaga povečati javno
razumevanje in sprejemanje te tehnologije.
2.2.6.
Potencial zajemanja in shranjevanja CO2
v Evropi in po svetu
EU se je zavezala k skupnemu zmanjšanju emisij
toplogrednih plinov za najmanj 80 % do leta 2050. Vendar pa bodo v
prihodnjih desetletjih fosilna goriva verjetno še naprej v uporabi v evropski
proizvodnji električne energije kot tudi v industrijskih procesih. Zato je cilj
za leto 2050 možno doseči le, če se emisije CO2 zaradi zgorevanja
fosilnih goriv izločijo iz sistema. Pri tem pa lahko ima CCS bistveno vlogo kot
tehnologija, s katero se lahko občutno zmanjšajo emisije CO2 zaradi
uporabe fosilnih goriv v energetskem in industrijskem sektorju. CCS je mogoče
uporabiti tudi za proizvodnjo pogonskih goriv, zlasti alternativnih goriv[18], kot je vodik iz fosilnih
virov. Običajno se CCS obravnava v povezavi s kurjenjem
fosilnih goriv, vendar se lahko uporablja tudi za zajemanje biogenskega ogljika
pri uporabi biomase (bio-CCS). Področja uporabe bio-CCS lahko segajo od
zajemanja CO2, ki nastane pri sosežigu biomase in v elektrarnah na
biomaso, do procesov proizvodnje biogoriv. Vendar pa je treba tehnično
izvedljivost vrednostne verige za bio-CCS izkazati v velikem obsegu. IEA analiza kaže, da bi stroški kapitala v
elektroenergetskem sektorju brez CCS lahko narasli tudi za 40 %, zato da bi se
dosegli cilji v zvezi s toplogrednimi plini, torej da dvig globalne temperature
ne bi presegel 2 ºC[19].
Vloga CCS v stroškovno učinkoviti blažitvi podnebnih sprememb je bila prikazana
v energetskem načrtu 2050, kjer vsi scenariji vključujejo uporabo te
tehnologije. V treh od petih obravnavanih scenarijev za dekarbonizacijo
je tehnologija CCS bila uporabljena za več kot 20 % evropske mešanice
virov električne energije za obdobje do leta 2050, kakor je prikazano na sliki
10 spodaj. Slika 10: Delež CCS (v %) v proizvodnji električne energije do leta
2050 v energetskem načrtu (vir: energetski načrt za leto 2050) „Scenarij z raznolikimi tehnologijami oskrbe“ iz
energetskega načrta za leto 2050 kaže, da bi do leta 2035 lahko bilo nameščenih
32 GW tehnologije CCS, do leta 2050 pa približno 190 GW. To bi lahko bila
velika priložnost za evropsko industrijo na področju tehnologije za zajemanje
in shranjevanje, vendar je to z vidika današnjega stanja v EU pogumen načrt.
Kakršna koli zamuda pri razvoju CCS v Evropi bo konec koncev tudi negativno
vplivala na navedene poslovne priložnosti. Predvidevanja kažejo, da bodo v okviru sedanjih
politik fosilna goriva v prihodnjih desetletjih v mešanici energetskih virov v
EU obdržala največji delež, čeprav njihova uporaba v EU še naprej pada. Tudi če
se politike nadgradijo, zato da se naša mešanica energetskih virov še dodatno
preusmeri k nižji ogljični intenzivnosti, bodo fosilna goriva v letu 2030 še
vedno predstavljala več kot 50 % mešanice energetskih virov v EU. Tabela 1: Predvidene
mešanice energetskih virov, referenčni scenarij predstavlja obstoječe politike
(vir: Evropska komisija, ocena učinka energetskega načrta za leto 2050) V ocenah energetskega načrta za leto 2050 se
obsežna uporaba začne od približno leta 2030 naprej, pri čemer je glavno gonilo
cena ogljika iz sistema za trgovanje z emisijami (ETS). Razvoj podnebnega
okvira in okvira za energetiko za leto 2030, katerega glavni cilj bo določitev
poti za EU do cilja zmanjšanja emisij toplogrednih plinov do leta 2050, zato da
globalni porast temperature ostane pod 2 %, bo vplival na uporabo CCS.
2.3.Potencial za
industrijsko uporabo CO2
CO2 je kemična spojina, ki se lahko
uporablja za proizvodnjo sintetičnih goriv, kot delovna tekočina (na primer v
geotermalnih elektrarnah), surovina v kemijskih procesih in za biotehnološke
namene ali za proizvodnjo številnih drugih izdelkov. Do sedaj se je CO2
uspešno uporabljal v proizvodnji uree, hladilnih sredstev, pijač, v varilnih
sistemih, gasilnih aparatih, postopkih čiščenja vode, vrtnarstvu, v proizvodnji
oborjenega kalcijevega karbonata za papirno industrijo, kot inertna sestavina v
embalaži živil in v številnih drugih manjših uporabah[20]. Poleg tega so se nedavno
pojavila številna področja uporabe CO2, ki vključujejo različne
načine za proizvodnjo kemikalij (npr. polimerov, organskih kislin, alkoholov,
sladkorjev) ali pogonskih goriv (npr. metanola, biogoriv iz alg in sintetičnega
naravnega plina). Vendar je večina teh tehnologij še vedno v fazi razvoja in
raziskav. Poleg tega zaradi njihovega specifičnega mehanizma za začasno ali
trajno shranjevanje CO2 ni jasnih ugotovitev o njihovem učinku na
ublažitev emisij CO2 in morda ne vključujejo zadostnih potrebnih
količin CO2. Ne glede na njihov potencial za zmanjšanje emisij CO2,
predstavljajo načini za njegovo uporabo neposreden kratkoročen potencial za
ustvarjanje prihodkov. Zato se CO2 ne bi več obravnaval kot
proizvodni odpadek, ampak kot tržno blago, ki bi prav tako lahko pripomoglo k
javnemu sprejemanju CCS. Pri terciarnem črpanju nafte (in v nekaterih
primerih plina) je po drugi strani možno shraniti velike količine CO2,
hkrati pa se poveča proizvodnja nafte za povprečno 13 %[21], kar ima znatno ekonomsko
vrednost. Poleg tega so naftna in plinska polja prvi kandidati za shranjevanje
CO2 iz več razlogov. Prvič, prvotno v geoloških pasteh zajeta nafta
in plin nista uhajala, kar kaže na varnost in zanesljivost takšnih območij za
shranjevanje, pod pogojem, da njihova struktura zaradi postopkov raziskovanja
in pridobivanja ni ogrožena. Drugič, geološka sestava in fizikalne lastnosti
večine naftnih in plinskih polj so bile obsežno proučene in karakterizirane.
Tretjič, geologija in značilnosti obstoječih polj so naftni in plinski
industriji dobro znane zaradi predvidevanja gibanja in premikanja plinov ter
tekočin in geoloških pasti, v katerih se zbirajo. Kljub temu je treba uporabiti
previdnostno načelo, kot je nedavno poudarila Evropska agencija za okolje v
svojem poročilu „Late lessons from early warnings“ (iz leta 2013)[22]. Poleg tega je potencial za
terciarno črpanje nafte v Evropi omejen[23].
2.4.Stroškovna
konkurenčnost tehnologije CCS
Po svetu na predstavitveni ravni uspešno
obratuje več kot 20 projektov tehnologije CCS, od katerih sta dva v Evropi (na
Norveškem).[24]
Večinoma gre za industrijsko uporabo, na primer predelavo nafte in plina ali
proizvodnjo kemikalij, kjer se CO2 zajema iz komercialne razlogov.
Pri osmih od teh projektov je veriga CCS v celoti razvita (zajetje, transport
in shranjevanje) in pet od njih je ekonomsko izvedljivih prek terciarnega
črpanja nafte, kjer se ogljik uporablja za povečano pridobivanje surove nafte
(več podrobnosti o projektih je na voljo v Prilogi 1). Glede na energetski načrt Komisije za leto 2050
in oceno IEA[25]
se za tehnologijo CCS pričakuje, da bo postala konkurenčna tehnologija za
prehod v nizkoogljično družbo. Ocene stroškov CCS se razlikujejo glede na vrsto
goriva, tehnologije in shranjevanja, vendar se večina izračunov stroškov
trenutno giblje od 30 do 100 EUR na tono shranjenega CO2. Glede na
dokument IEA „Cost and Performance of Carbon Dioxide Capture from Power
Generation“ (glej opombo 29), ki temelji na obstoječih tehničnih
inženirskih študijah, so stroški CCS za elektrarne na premog trenutno okoli
40 EUR na tono CO2, ki se ne izpusti v ozračje[26], za plinske elektrarne pa
80 EUR. Poleg tega se morajo upoštevati stroški transporta in
shranjevanja. Vendar se pričakuje, da bodo stroški v prihodnosti padli. Glede na oceno, ki jo je izdelalo skupno
raziskovalno središče[27], se za prvo
generacijo elektrarn na premog ali zemeljski plin s CCS pričakuje, da bodo
bistveno dražje od podobnih konvencionalnih elektrarn brez CCS. Ko bodo elektrarne s CCS prehajale v širšo uporabo,
pa se bodo stroški znižali zaradi raziskovalnih in razvojnih dejavnosti ter
ekonomije obsega. Zaradi vztrajno visokih cen nafte je tehnologija
CCS v nekaterih primerih lahko stroškovno konkurenčna za industrijo
pridobivanja nafte in plina, kjer so marže znatno višje kot pri proizvodnji
električne energije in v drugih sektorjih, ki so vključeni v porabo ali oskrbo
s fosilnimi gorivi. To se kaže pri edinih dveh v celoti razvitih projektih CCS,
ki trenutno obratujeta v Evropi. Nahajata se na Norveškem, kjer se proizvajalci
nafte in plina soočajo z davkom v višini približno 25 EUR na tono CO2,
izpuščenega v ozračje[28].
Zaradi tega davka, ki je značilen za proizvajalce plina in nafte v
epikontinentalnem pasu, je na poljih Snøhvit in Sleipner (glej Prilogo 1 za več
podrobnosti) prišlo do tržnega razvoja CCS.
2.5.Stroškovna
konkurenčnost tehnologije CCS, ki se naknadno vgradi v obstoječe elektrarne
Če se širjenje elektrarn na fosilna goriva po
svetu ne bo ustavilo, bo naknadna vgradnja CCS nujna zato, da se globalno
segrevanje omeji pod 2 °C. Toda Medvladni odbor za podnebne spremembe (IPCC)[29] navaja, da „bo naknadna
vgradnja zajemanja CO2 v obstoječe elektrarne po pričakovanjih
vodila k višjim stroškom in znatno znižani celotni učinkovitosti kot v
primerjavi z novimi elektrarnami z zajemanjem. Stroškovne slabosti naknadne
vgradnje se lahko zmanjšajo v primeru nekaterih sorazmerno novih in
visokoučinkovitih obstoječih elektrarn ali elektrarn, ki so znatno nadgrajene
ali obnovljene“. Večina kasnejših študij se strinja z ugotovitvami IPCC.
Glavni razlogi za višje stroške so: ·
višji investicijski stroški, ker bi lahko bila prilagoditev na CCS zaradi konfiguracije obstoječih
elektrarn in prostorske omejitve težja kot v primeru na novo zgrajenih; ·
krajša življenjska doba,
ker elektrarna že obratuje. To pomeni, da bi se investicija v naknadno vgradnjo
CCS morala povrniti v krajšem času kot v primeru CCS v novih elektrarnah; ·
manjša učinkovitost,
ker je naknadno vgradnjo težko optimalno integrirati, zato da se maksimira
energijska učinkovitost procesa zajemanja, kar vodi v manjšo proizvodnjo; ·
stroški mirovanja, ker
bi bilo treba v obstoječi napravi, kjer bi potekala naknadna vgradnja, ustaviti
proizvodnjo, medtem ko bi potekala gradbena dela. Da bi zmanjšali omejitve, ki so tipične za
takšen obrat, in s tem stroške, je bilo predlagano, da se za nove obrate
zahteva „pripravljenost za CCS“[30],
s čimer bi se lahko izognili nadaljnjim emisijam CO2 iz novih
objektov[31].
V skladu s členom 33 direktive CCS države
članice zagotovijo, da upravljavci vseh kurilnih naprav z nominalno električno
močjo 300 MW ali več ocenijo, ali so izpolnjeni pogoji glede 1)
razpoložljivosti območij, primernih za shranjevanje; 2) ekonomske in tehnične
izvedljivosti transportnih zmogljivosti in 3) naknadne vgradnje za zajem CO2[32]. Če so izpolnjeni, pristojni
organi zagotovijo, da se na območju naprave nameni primeren prostor za opremo,
potrebno za zajemanje in stiskanje CO2. Vendar pa je število naprav,
ki so že bile zasnovane kot „pripravljene za CCS“, zelo nizko. Ocena ukrepov, ki so jih sprejele države članice,
zato da zagotovijo izvajanje člena 33 direktive CCS, bo podana v prihajajoči
analizi prenosa in izvajanja te direktive v državah članicah.
3.
Trenutno stanje na področju predstavitve
tehnologije CCS v Evropi in analiza vrzeli
Pomen CCS v prihodnji nizkoogljični mešanici
energetskih virov je priznan. To je med drugim zaradi zavezanosti Evropske
unije, da odločilno ukrepa v smeri napredovanja CCS od raziskovalnih projektov
na pilotni ravni do komercialnih predstavitvenih projektov[33], ki lahko zmanjšajo stroške,
dokažejo varno geološko shranjevanje ogljikovega dioksida (CO2),
ustvarijo prenosljivo znanje o potencialu CCS in za vlagatelje odstranijo
tveganje v zvezi s to tehnologijo. Kljub znatnim prizadevanjem EU, da prevzame
vodilno vlogo v razvoju, se od osmih predstavitvenih projektov[34], ki v celoti
obratujejo in so v celoti opremljeni s CCS (zajemanje, transport in
shranjevanje – glej podrobnosti v Prilogi I), nobeden od njih ne nahaja v EU in
celo najbolj obetavni projekti v EU se soočajo z velikimi zamudami zaradi
številnih razlogov, opisanih spodaj.
3.1.Nezanimivost s
poslovnega vidika
Ob trenutni ceni emisijskih kuponov, ki je
precej pod 40/tCO2 EUR, in brez drugih pravnih omejitev ali podbud,
ni razloga, da bi gospodarski subjekti vlagali v CCS. Ko je Komisija predlagala
sveženj ukrepov za podnebne spremembe in energijo iz obnovljivih virov v letu
2008, je cena ogljika začasno znašala 30 EUR. Po pričakovanjih naj bi bila
ta raven cen ob doseganju ciljev iz svežnja ukrepov za podnebne spremembe in
energijo iz obnovljivih virov dosežena v letu 2020 in bi pozneje še naraščala.
Ugotovljeno je bilo, da to morda še vedno ne bi zadostovalo niti za gradnjo
predstavitvenih obratov. Poleg vzpostavitve pravnega okvira (direktiva CCS), je
bil oblikovan program financiranja NER300 za namene financiranja
predstavitvenih obratov CCS na komercialni ravni skupaj z inovativnimi projekti
na področju obnovljivih virov energije in vzporedno z Evropskim energetskim
programom za oživitev, ki se osredotoča na 6 predstavitvenih projektov za CCS.
Ob ceni ogljika v višini 30 EUR bi skupna podpora lahko dosegla 9 milijard EUR.
Spodbuda v obliki cene ogljika in dodatna finančna podpora v okviru NER300 in Evropskega
energetskega programa za oživitev sta skupaj veljali kot ustrezni za zagotovitev
gradnje številnih predstavitvenih obratov CCS v EU. S trenutnimi cenami ogljika blizu 5 EUR in
prihodki iz NER300 znatno pod začetnimi pričakovanji je jasno, da gospodarski
subjekti nimajo razloga za vlaganje v predstavitvene obrate CCS, saj prihodki
iz zmanjšanih emisij zaradi manjšega števila potrebnih emisijskih kuponov ne
pokrivajo dodatnih investicijskih in operativnih stroškov. Dokončane začetne inženirske študije za projekte
CCS kažejo, da so začetne ocene kapitalskih stroškov za CCS bile realistične.
Vendar pa se je zaradi gospodarske krize, ki je povzročila nizko ceno
emisijskih kuponov, ekonomičnost od leta 2009 bistveno poslabšala. Za večino
projektov so izračuni temeljili na ceni v višini vsaj 20 EUR na tono CO2.
Če se predpostavlja desetletno obratovalno obdobje (kakor je zahtevano v
NER300) z 1 milijonom ton letno shranjenega CO2, bi cenovna razlika
v višini 10 EUR na tono CO2 dejansko povzročila približno 100
milijonov EUR dodatnih obratovalnih stroškov. V primerjavi s pričakovano ceno
30 EUR, ko je sveženj ukrepov za podnebne spremembe in energijo iz obnovljivih
virov bil predlagan, znašajo dodatni stroški do 200 milijonov EUR. Te dodatne stroške bi sedaj bilo treba pokriti s
sredstvi iz industrije ali z javnimi sredstvi. Terciarno črpanje nafte lahko
pomaga pri nekaterih projektih, vendar za razliko od ZDA in Kitajske to ni bila
gonilna sila za vzpostavitev tehnologije CCS v Evropi. Čeprav je industrija
leta 2008 naznanila, da je v CCS pripravljena vložiti več kot 12 milijard EUR,
dosedanje dejanske finančne zaveze tega ne izražajo. Dejansko industrija pri
večini projektov sedaj omejuje financiranje na približno 10 % dodatnih
stroškov za CCS. Tudi na ravni držav članic so finančne in politične razmere,
ki so prevladale v letu 2008, trenutno precej različne. V sedanjih gospodarskih razmerah in celo z
dodatnim financiranjem prek Evropskega programa za oživitev gospodarstva, v
okviru katerega je bila za predstavitev CCS[35]
dodeljena približno 1 milijarda EUR, ob strukturnem presežku v sistemu ETS v
višini približno 2 milijardi emisijskih kuponov in posledično nizki ceni
ogljika, ter financiranjem iz NER300, ki je pod pričakovanji, industrija
preprosto nima spodbude, da bi vlagala v predstavitev CCS, kar negativno vpliva
na potencial za obsežno uveljavitev. Ob odsotnosti strategije politike, ki bo
naredila tehnologijo CCS komercialno donosno ali obvezno, industrija verjetno
ne bo vlagala v velike obrate s CCS. To je nedavno bilo poudarjeno v odločitvi o
dodelitvi sredstev iz prvega razpisa v okviru programa NER300[36]. Prvotni cilj je bil
financirati 8 predstavitvenih projektov CCS komercialne velikosti skupaj s 34
projekti na področju inovativnih obnovljivih virov energije. Na razpis NER300
je bilo prijavljenih 13 projektov CCS, od tega sta bila 2 projekta s področja
industrije, 11 iz elektroenergetskega sektorja, bili pa so iz 7 držav članic. 3
projekti si bili med natečajem umaknjeni. Do julija 2012 je Komisija za ožji
izbor določila 8 projektov CCS z najvišjimi ocenami in 2 rezervna projekta[37]. Na zadnji stopnji odobritve
sredstva niso bila dodeljena nobenemu projektu CCS, saj države članice niso
mogle potrditi svojih projektov CCS. Razlogi za nepotrditev vključujejo vrzeli
v nacionalnih in/ali zasebnih finančnih prispevkih[38] in tudi zamude pri izdaji
dovoljenj, v enem primeru pa je nacionalni natečaj za financiranje še vedno
potekal in zato za zadevno državo članico potrditev v skladu z odločitvijo v
okviru NER300 ni bila možna. Pri večini projektov CCS so iskana sredstva v
okviru programa NER300 znatno presegala 337 milijonov EUR (znesek, pri katerem
je bila določena zgornja meja za financiranje, oblikovana pa je bila na podlagi
prihodkov, ki bi bili zbrani s prodajo kuponov iz tega programa). Dejansko je
kar polovica vseh projektov CCS iz programa NER300 skupaj zahtevala prispevek,
višji od 500 milijonov EUR. Zgornja meja financiranja, ki je bila pod
pričakovanji, je zato povzročila še dodaten pritisk na države članice in
zasebne subjekte, da pokrijejo izpad. Celo pri tistih projektih, katerih
prošnje za financiranje iz NER300 so bile samo nekoliko višje od zgornje meje
financiranja, so vrzeli v financiranju ostale ključen izziv in odločilen
dejavnik za nepotrditev. Naslednje pomembno dejstvo je, da se je za
zasebne subjekte, ki so oddali vloge v okviru NER300, zdelo, da so bili sami
slabo pripravljeni prispevati k stroškom. Namesto tega je večina upravljavcev
oddala vloge, v katerih so se skoraj v celoti zanašali na javna sredstva,
medtem ko so preostali prosilci predlagali, da bodo prispevali sorazmerno
majhen delež. Zdi se, da zasebni sektor pričakuje obsežno sofinanciranje
razvoja CCS z javnimi sredstvi, vsaj dokler bo pričakovana cena ogljika nizka,
kar kaže na nenehne izzive v sektorju. Tako komunalna podjetja, ki za proizvodnjo
uporabljajo fosilna goriva, kot dobavitelji fosilnih goriv, bi zaradi
prihodnjih ekonomskih priložnosti morali imeti močan interes za uspešen razvoj
CCS. Brez CCS se soočajo z negotovo prihodnostjo.
3.2.Ozaveščenost
javnosti in sprejemljivost
Nekateri projekti, ki predvidevajo shranjevanje
na kopnem, se soočajo z močnim nasprotovanjem javnosti. To velja zlasti za
projekte na Poljskem in v Nemčiji. V Nemčiji je bilo pomanjkanje
sprejemljivosti za javnost glavni razlog za zamude pri prenosu direktive CCS. V
Španiji je projekt, ki je imel podporo v okviru Evropskega energetskega
programa za oživitev, po ciljni kampanji, v kateri so javnost informirali in
vključili v razpravo, uspešno presegel njeno nasprotovanje. Tudi projekti
shranjevanja na morju v Združenem kraljestvu, na Nizozemskem in v Italiji so
bili za javnost sprejemljivi. Nedavna raziskava Eurobarometra kaže[39], da evropsko prebivalstvo ni
seznanjeno s CCS in potencialom za blažitev podnebnih sprememb. Toda v primeru
seznanjenih je verjetnost podprtja te tehnologije večja. To jasno kaže, da je
treba storiti več za vključitev CCS v razpravo o evropskih prizadevanjih in
prizadevanjih držav članic v boju proti podnebnim spremembam, da je treba
morebitna zdravstvena in okoljska tveganja (povezana z uhajanjem shranjenega CO2)
še nadalje raziskovati ter da se sprejemljivost za javnost ne bi smela
domnevati brez predhodne ocene.
3.3.Pravni okvir:
Direktiva CCS vzpostavlja celovit pravni okvir
za zajemanje, transport in shranjevanje (CCS). Do roka za prenos junija 2011 je
le nekaj držav članic poročalo o popolnem ali delnem prenosu. V vmesnem času se
je položaj bistveno izboljšal in trenutno samo za eno državo članico velja, da
Komisije ni obvestila o ukrepih za prenos te direktive. Medtem ko je večina
držav članic, ki je predlagala predstavitvene projekte CCS, zaključila prenos
direktive, več držav članic prepoveduje ali omejuje shranjevanje CO2
na svojem ozemlju. V celotni analizi prenosa in izvajanja direktive
CCS v državah članicah bo podrobno pregledan tudi ta vidik.
3.4.Shranjevanje CO2
in infrastruktura
Glede na projekt EU
GeoCapacity[40]
je ocenjena skupna razpoložljivost trajnih geoloških zmogljivosti za
shranjevanje v Evropi več kot 300 gigaton (Gt) ogljikovega dioksida, po
konzervativnih ocenah pa 117 Gt. Skupne emisije CO2, ki v EU
nastanejo pri proizvodnji električne energije in v industriji, znašajo
približno 2,2 Gt CO2 na leto, kar bi omogočilo shranjevanje vsega CO2,
ki bi se v EU zajel v prihodnjih desetletjih, tudi ob upoštevanju
konzervativnih ocen. Zmogljivosti za shranjevanje v Severnem morju so bile
ocenjene na več kot 200 Gt CO2. Treba bi bilo še dodatno preučiti
usklajen pristop k uporabi teh zmogljivost. Medtem ko v Evropi obstajajo
zadostne zmogljivosti za shranjevanje, pa te niso vse dostopne povzročiteljem
emisij CO2 ali niso v njihovi bližini. Zato je potrebna čezmejna
infrastruktura za transport, da se viri CO2 učinkovito povežejo s
ponori. To se odraža v predlogu Komisije, da infrastrukturo za transport CO2
vključi v svoj predlog uredbe o „Smernicah za vseevropsko infrastrukturo“. Po
tej uredbi so lahko projekti infrastrukture za transport CO2
primerni, da postanejo projekti skupnega evropskega interesa in s tem
upravičeni do financiranja. Kljub temu pa bodo projekti CCS na začetku
najpogosteje raziskovali ponore za shranjevanje CO2 v bližini točk
za zajemanje, zato bo morala infrastruktura najprej biti razvita na nacionalni
ravni. Takšne potrebe po nacionalni infrastrukturi morajo najprej ustrezno
obravnavati države članice, zato da se lahko nato napreduje na čezmejna
omrežja.
3.5.Mednarodno
sodelovanje
S podnebnimi spremembami se
bomo uspešno soočili le, če bodo obravnavane na svetovni ravni. Ukrepi EU,
lahko spodbudijo potrebno mednarodno sodelovanje, vendar pa je politično nujno
potrebno spodbujati uporabo tehnologij za ublažitev vplivov na podnebje v
državah, ki jo bodo potrebovale za preusmeritev svojih rastočih gospodarstev na
pot do nizkoogljične družbe. To nedvomno vključuje tehnologijo CCS, za katero
bodo trgi izven EU verjetno veliko večji od notranjega trga. Na primer na Kitajskem se je poraba premoga v
letu 2010 povečala za 10 % in zdaj predstavlja 48 % njegove svetovne
porabe. Velik del elektrarn na premog moči 300 GW, ki se na Kitajskem gradijo
sedaj ali so načrtovane, bodo leta 2050 verjetno še vedno obratovale. Če nove
elektrarne na Kitajskem in po svetu ter obstoječe elektrarne ne bodo opremljene
s CCS, za velik del svetovnih emisij med letom 2030 in letom 2050 že zdaj
velja, da so neizogibne. Zato Evropska komisija aktivno sodeluje s tretjimi
državami, vključno z gospodarstvi v vzponu, in industrijo. Njen cilj je
nadaljnja internacionalizacija dejavnosti za izmenjavo znanja pri projektih CCS
v okviru evropskega omrežja predstavitvenih projektov CCS ter s članstvom v
vodstvenem forumu za sekvestracijo ogljika (CSLF) in kot sodelujoča udeleženka
v globalnem inštitutu CCS (GCCSI).
4.
Pot naprej
Drugi razpis NER300, ki bo objavljen aprila
2013, bo nova priložnost za evropsko industrijo in države članice, da
izboljšajo sedanje obete za CCS. Vendar je glede na očitne zamude v programu za
predstavitev CCS čas, da se ponovno ocenijo cilji Evropskega sveta in
preusmerijo cilji politike ter instrumenti. Potreba po obsežnih predstavitvah in uvedbi
tehnologije CCS z namenom komercializacije se ni zmanjšala in je postala še
bolj nujna. V interesu naše dolgoročne konkurenčnosti je, da naš energetski in
industrijski sektor pridobi izkušnje pri razvijanju CCS na takšno komercialno
raven[41],
kjer se lahko znižajo stroški, dokaže varno geološko shranjevanje CO2,
ustvari prenosljivo znanje o potencialu CCS in za investitorje odpravi tveganje
v zvezi s tehnologijo. Tehnologija CCS bo vedno povzročala višje
stroške kot neublaženo kurjenje fosilnih goriv in bo zato potrebno ustrezno
nadomestilo, saj kurjenje goriv brez zajemanja zahteva manj investicij in
energije. Nadomestilo se lahko dodeli z različnimi posegi politike. Danes že
imamo sistem za trgovanje z emisijami, ki za CCS zagotavlja neposredne spodbude
tako, da se za emisije določi cena, čeprav je veliko prenizka. Poleg tega
uporaba nekaterih prihodkov od prodaje emisijskih kuponov (program NER300) zagotavlja
možnosti financiranja CCS in projektov z obnovljivimi viri energije. Trenutna pričakovana cena emisijskih kuponov za
CO2 je precej nižja od ocene iz leta 2008, pripravljene za sveženj
ukrepov za podnebne spremembe in energijo iz obnovljivih virov, kjer je bila za
leto 2020 predvidena cena v višini približno 30 EUR (cene iz leta 2005)[42]. Današnja cena v sistemu EU za
trgovanje z emisijami ne spodbuja zamenjave premoga s plinom in povečuje
stroške financiranja nizkoogljičnih investicij, saj ti naraščajo na podlagi
zaznanih tveganj, povezanih z nizkoogljičnimi investicijami. Raziskava med 363
upravljavci, zajetimi v shemo EU ETS, potrjuje, da je cena evropskih emisijskih
kuponov nedavno postala manj pomembna za odločitve o investicijah[43]. Strukturna reforma sistema ETS lahko poskrbi za
zvišanje cene in prepriča trg, da bo ETS tudi na dolgi rok zagotavljal dovolj
močan cenovni signal, zato da spodbudi široko uporabo CCS. Temu ustrezno je
Komisija ob hkratnem javnem posvetovanju pričela s pripravo poročila o trgu
ogljika, v katerem preučuje različne možnosti, kako bi to dosegla. Za
spodbujanje široke uporabe CCS brez drugih spodbud bi bil potreben znaten dvig
cene (ali cenovnih pričakovanj) v sistemu ETS, in sicer na 40 EUR ali več[44]. IEA poudarja, da mora strategija CCS upoštevati
spreminjajoče se potrebe tehnologije, ko ta dozoreva, od bolj specifičnih
ukrepov na zgodnji stopnji do bolj nevtralnih ukrepov, da tehnologija CCS z
bližanjem komercializaciji postane konkurenčna drugim možnostim za ublažitev
emisij[45].
Ob upoštevanju navedenega in ne glede na končni izid razprave o strukturni
reformi sistema ETS je pomembno, da je široka uporaba CCS ustrezno pripravljena
z močnim predstavitvenim procesom. Zato je treba upoštevati možnosti politike,
da se z vidika nadaljnje širitve čim prej omogoči obsežna predstavitev. V svežnju ukrepov za podnebne spremembe in
energijo iz obnovljivih virov je bilo ugotovljeno, da predstavitev verjetno ne
bo dosežena le s cenovnim signalom za ogljik. Dodatne spodbude so bile
predvidene s finančnima paketoma NER300 in Evropskega energetskega programa za
oživitev, kot tudi s pravnim okvirom za CCS. Sedanji sistem ETS predvideva, in
sicer z drugim razpisom v okviru NER300, da bi se tehnologija CCS in inovativni
projekti na področju obnovljivih virov energije lahko podprli. Širitev te vrste
financiranja bi se lahko preučila tudi za obdobje do leta 2030. Takšno
financiranje bi lahko bilo usmerjeno v nekatere cilje načrta SET in bi se lahko
tudi izrecno osredotočalo na inovacije v energetsko intenzivnih panogah, saj je
CCS ključna tehnologija, ki se lahko uporabi tako v energetskem kot v
industrijskem sektorju. Poleg tega z uporabo modela konkurence omogoča enake
konkurenčne pogoje za vsa podjetja EU, kar zagotavlja pametno porabo omejenih
sredstev. Ob upoštevanju razvoja, ki se raziskuje in/ali
izvaja v številnih državah, bi bilo mogoče upoštevati več možnosti politike, ki
presegajo obstoječe ukrepe. Takšne možnosti so na kratko predstavljene spodaj. Očitno je, da čeprav cena ogljika ni na zadovoljivi
ravni, še vedno obstaja potreba po razvoju infrastrukture CCS ter spretnosti in
znanja, ki bi jih prinesel razvoj omejenega števila projektov CCS. Vsi ukrepi
za spodbujanje predstavitev bi v svojem obsegu lahko bili omejeni, tako da bi
se stroški za celotno gospodarstvo lahko ohranili v določenih mejah, hkrati pa
bi zagotavljali potrebno varnost za investitorje, s čimer bi lahko dosegli
koristi zgodnje uporabe. Predstavitveni proces bi tudi zagotavljal jasnejši
pogled na prihodnje potrebe po tehnologiji CCS, zlasti kar zadeva bližnjo ali
srednjeročno prihodnost, ko cena ogljika ne bo dovolj visoka, da bi
zagotavljala investicije v CCS. Obvezen sistem certificiranja za CCS bi lahko od
onesnaževalcev (nad določeno velikostjo) ali dobaviteljev fosilnih goriv
zahteval, da nakupijo certifikate CCS, ki ustrezajo določeni količini emisij ali
emisij, vsebovanih v proizvodih in storitvah (če je obveznost predpisana za
dobavitelje fosilnih goriv). Potrdila bi lahko bila dodeljena naftni in plinski
industriji, s čimer se zagotovi, da znanje o geologiji in izkušnje, ki se že
nahajajo v teh sektorjih, prispevajo k identifikaciji najprimernejših lokacij
za shranjevanje, vključno z možnostjo za terciarno črpanje nafte in plina, v
kolikor to zagotavlja trajno shranjevanje CO2. Okvir 1: veljavne
obveznosti za uporabo tehnologije CSS Z začetkom leta 2015
bodo elektroenergetska komunalna podjetja v zvezni državi Illinois v ZDA
primorana nabaviti 5 % električne energije, ki izvira iz čistega premoga, cilj
do leta 2025 pa je 25 %. Elektrarne na premog, ki bodo obratovale pred letom
2016, bodo veljale za čiste elektrarne, če bo zajetih in shranjenih vsaj 50 %
emisij CO2. Ta zahteva bo narasla na 70 % za elektrarne na premog s
pričakovanim začetkom obratovanja v letu 2016 ali 2017, zatem pa na 90 %. Takšen sistem bi lahko deloval skupaj s sistemom
ETS, pod pogojem, da bi za količino potrebnih certifikatov CCS obstajal
ekvivalent kuponov ETS, ki bi morali biti trajno umaknjeni s trga (obseg
zmanjšanja emisij s certifikati CCS je znan, tako da bi hitra integracija s
sistemom ETS bila možna tako, da bi se za isto število zmanjšala količina
kuponov ETS). Takšen sistem bi lahko opredelil, koliko CCS je treba razviti in
zgraditi. Ob ciljno usmerjenem področju uporabe bi vpliv na delovanje ETS lahko
bil omejen, hkrati pa bi podjetjem še vedno bila omogočena prožnost pri
doseganju meje. Emisijski standardi bi lahko bili usmerjena
rešitev, ki bi lahko temeljila na obveznih emisijskih standardih samo za nove
investicije ali za vse onesnaževalce v sektorju, tako da bi za podjetja ali
obrate veljale omejitve v obliki fiksnih emisij na enoto proizvodnje. Okvir
2: veljavne emisijski standardi V
Kaliforniji kot del dolgoročne podporne politike za nove elektrarne velja
emisijski standard v višini 500g CO2/kWh, s katerim se ne trguje. V
ZDA se na podlagi zakona o čistem zraku, ki ga izvaja agencija za zaščito
okolja EPA, preučuje tudi uvedba emisijskega standarda na zvezni ravni, ki
dejansko zahteva nove investicije v elektrarne na premog, da so „pripravljene
za CCS“ in s to tehnologijo opremljene naknadno. To je doseženo tako, da je
izpolnitev zahtev iz standarda dovoljena povprečno v tridesetih letih. Drug
primer je Norveška, kjer ni dovoljena gradnja plinskih elektrarn brez CCS. Pri emisijskih standardih se poraja vrsta
metodoloških vprašanj. Nikakor namreč ne zagotavljajo, da bodo elektrarne
zgrajene s CCS, in bi enostavno lahko preusmerili investicije v vire energije z
nižjo vsebnostjo ogljika, kot je zahtevano v emisijskem standardu. Če bi se
poleg tega shema dosledno izvajala, bi kot spodbuda za dekarbonizacijo dejansko
nadomestila cenovni signal iz sistema ETS, brez da bi zadevnim sektorjem
omogočila prožnost, ki je predvidena v ETS. Zato je za kakršen koli emisijski
standard potreben dodaten razmislek o tem, kako bi vplival na ETS in zadevne
sektorje[46]. Poleg tega morajo pri predstavitvi svojo vlogo
odigrati tudi nacionalne vlade. Države članice lahko na primer uvedejo sisteme,
ki zagotovijo minimalen donos vseh naložb v CCS, podobno zagotovljenim odkupnim
cenam, ki so pogosto v uporabi pri predstavitvi in uvedbi tehnologij za
obnovljive vire energije. Če bi bile oblikovane na prilagodljiv način, zato da
se prepreči nepričakovane dobičke, in če bi bile omejene samo na predstavitve,
bi se takšne sheme lahko izkazale kot učinkovite in brez negativnih vplivov na
delovanje sistema ETS ali notranji trg.
5.
Sklepne ugotovitve
Iz energetskega načrta za leto 2050 pa tudi
svetovnega razvoja in poročil[47]
je razvidno, da bodo fosilna goriva ostala v svetovni in evropski mešanici
energetskih virov ter bodo še naprej v uporabi v mnogih industrijskih
postopkih. CCS je trenutno ena od ključnih razpoložljivih tehnologij, ki lahko
pripomore k znižanju emisij CO2 v sektorju proizvodnje električne
energije. Za uresničitev tega potenciala pa mora CCS postati stroškovno
konkurenčna tehnologija, tako da bi lahko prešla v komercialno rabo in na ta
način prispevala k prehodu v nizkoogljično evropsko gospodarstvo. Vendar je CCS zdaj na razpotju. Vsi vidiki tehnologije CCS so že bili prikazani
izven EU, kjer je njena uporaba za predelavo plina komercialna in se pričakuje,
da bo do leta 2020 v uporabi približno 20 industrijskih projektov polnega
obsega. Kljub veliko truda in znatni podpori EU so komercialni predstavitveni
projekti za CCS v EU v zamudi in na voljo ni zadostnega financiranja. Dejansko
je treba povečati prizadevanja za uresničitev vsaj navedenih nekaj projektov,
ki so jim sredstva EU že bila dodeljena. Zamude pri uvajanju CCS v elektrarnah
na premog in plin bodo na daljši rok verjetno vodile k višjim stroškom
dekarbonizacije v elektroenergetskem sektorju, zlasti v državah članicah, ki so
močno odvisne od fosilnih goriv. Politika pa se mora nujno odzvati na glavni
izziv, t.j. spodbujanje investicij v CCS, da se preskusi, ali sta poznejša
vzpostavitev in gradnja infrastrukture za CO2 izvedljivi. Zato je
prvi korak na tej poti zagotovitev uspešnih predstavitvenih projektov za CCS v
Evropi na komercialni ravni, kar bi potrdilo tehnično in ekonomsko izvedljivost
tehnologije CCS kot učinkovitega ukrepa za blažitev emisij toplogrednih plinov
v elektroenergetskem in industrijskem sektorju. Tehnologija CCS je potrebna tudi na daljši rok,
da se zmanjšajo emisije v industriji, kjer se ni mogoče izogniti procesnim
emisijam. Dodatne zamude lahko evropsko industrijo privedejo v položaj, da bo v
prihodnosti morala nabaviti tehnologijo CCS v državah izven EU. Glede na zapletenost, predstavljeno zgoraj, in
ob upoštevanju pričetega dela na energetskem in podnebnem okviru za leto 2030
ter potrebe po informativni razpravi, vključno z vprašanjem o odločujočih
dejavnikih za uspešno vzpostavitev CCS, Komisija prosi za prispevke o vlogi CCS
v Evropi, zlasti v zvezi z naslednjimi vprašanji: 1)
Ali bi bilo potrebno od držav članic, ki imajo
visok delež premoga in plina v mešanici energetskih virov ter industrijskih
procesih in ki tega do sedaj še niso storile, zahtevati da: a.
razvijejo jasen načrt glede preoblikovanja sektorja
proizvodnje električne energije, da bi se do leta 2050 v njem uporabljalo
gorivo, ki ne oddaja ogljika (jedrska energija ali obnovljivi viri energije); b.
razvijejo nacionalno strategijo za pripravo na
široko uporabo tehnologije CCS? 2)
Kako bi bilo treba preoblikovati sistem ETS, da bi
lahko zagotovil primerne spodbude za uvedbo tehnologije CCS? Ali bi ga bilo
treba dopolniti z uporabo instrumentov na podlagi prihodkov iz dražb, podobno
kot v programu NER300? 3)
Ali bi morala Komisija predlagati druge načine
podpore ali proučiti druge ukrepe politike, ki bi omogočili zgodnjo uvedbo, in
sicer s: a.
podporo uporabi dražb ali drugih načinov
financiranja[48]; b.
emisijskim standardom; c.
sistemom certificiranja CSS; d.
drugimi vrstami ukrepov politike? 4)
Ali bi morala energetska komunalna podjetja odslej
pri vseh novih investicijah (v primeru premoga in mogoče tudi plina) obvezno
namestiti opremo, pripravljeno za CCS, da olajšajo potrebno naknadno vgradnjo
tehnologije CCS? 5)
Ali bi dobavitelji fosilnega goriva s posebnimi
ukrepi, ki zagotavljajo dodatno financiranje, morali prispevati k predstavitvi in
uvedbi tehnologije CCS? 6)
Kaj so glavne ovire pri zagotavljanju zadostne
predstavitve CCS v EU? 7)
Kako se lahko poveča sprejemljivost CCS za javnost? Na podlagi odgovorov iz tega posvetovanja in
celostne analize prenosa ter izvajanja direktive CCS v državah članicah bo
Komisija v sklopu svojega dela na okviru podnebne in energetske politike do
2030 preučila potrebo po pripravi predlogov, če bo to ustrezno. Priloga I – projekti CCS polnega obsega Predstavljeni so projekti CCS, ki so trenutno v
fazi obratovanja[49].
Projekti, označeni z *, so projekti s popolno tehnologijo CCS (zajemanje,
transport in shranjevanje). Več podrobnosti o projektih je v nadaljevanju v
tabeli spodaj. Naziv projekta || Država || Vrsta projekta || Industrija || Obseg || Status || Leto začetka obratovanja || Velikost [tone CO2/leto] *Shute Creek || ZDA || zajemanje, shranjevanje || predelava nafte in plina || velik || obratuje || 1986 || 7 000 000 *Century Plant || ZDA || zajem, shranjevanje || predelava nafte in plina || velik || obratuje || 2010 || 5 000 000 *Great Plains Synfuels Plant || ZDA || zajemanje || predelava premoga v tekoče gorivo || velik || obratuje || 1984 (obrat), vbrizganje CO2 od 2000 || 3 000 000 *Val Verde natural gas plants || ZDA || zajemanje, shranjevanje || predelava nafte in plina || velik || obratuje || 1972 || 1 300 000 *Sleipner West || Norveška || zajemanje, shranjevanje || predelava nafte in plina || velik || obratuje || 1996 || 1 000 000 *In Salah || Alžirija || zajemanje, shranjevanje || predelava nafte in plina || velik || obratuje || 2004 || 1 000 000 *Snøhvit || Norveška || zajemanje, shranjevanje || predelava nafte in plina || velik || obratuje || 2008 || 700 000 *Enid Fertiliser Plant || ZDA || zajemanje, shranjevanje || kemični proizvodi || srednji || obratuje || 2003 || 680 000 Mt. Simon Sandstone || ZDA || shranjevanje || biogorivo || srednji || obratuje || 2011 || 330 000 Searles Valley Minerals || ZDA || zajemanje || drugo || srednji || obratuje || 1976 || 270 000 Aonla urea plant || Indija || zajemanje || kemični proizvodi || velik || obratuje || 2006 || 150 000 Phulpur urea plant || Indija || zajemanje || kemični proizvodi || velik || obratuje || 2006 || 150 000 Husky Energy CO2 Capture and Liquefaction Project || Kanada || zajemanje, shranjevanje || proizvodnja etanola || velik || obratuje || 2012 || 100 000 CO2 Recovery Plant to Urea production in Abu Dhabi || Združeni arabski emirati || zajemanje || kemični proizvodi || velik || obratuje || 2009 || 100 000 Plant Barry CCS Demo || ZDA || zajemanje, shranjevanje || elektrarna na premog || velik || obratuje || 2011 || 100 000 Salt Creek EOR || ZDA || zajemanje, shranjevanje || predelava nafte in plina || velik || obratuje || 2003 || 100 000 SECARB - Cranfield and Citronelle || ZDA || shranjevanje || || velik || obratuje || 2009 in 2012 || 100 000 Luzhou Natural Gas Chemicals || Kitajska || zajemanje || kemični proizvodi || velik || obratuje || || 50 000 Jagdishpur - India. Urea plant || Indija || zajemanje || || velik || obratuje || 1988 || 50 000 Sumitomo Chemicals Plant - Chiba - Japan || Japonska || zajemanje || predelava nafte in plina || velik || obratuje || 1994 || 50 000 Podrobnosti o 8 komercialnih projektih
polnega obsega: Projekt || Poslovni model Shute Creek || Terciarno črpanje nafte. Obrat za predelavo plina Shute Creek podjetja ExxonMobil blizu LaBarga v Wyomingu trenutno zajema približno 7 milijonov ton CO2 letno, ki se uporablja za terciarno črpanje nafte. Century Plant || Terciarno črpanje nafte. Trenutno je okrog 5 milijonov ton CO2 letno zajetih iz prve enote naprave. Pričakuje se, da se bo zajem povečal na približno 8,5 milijona ton letno, ko bo začela obratovati druga enota, ki je v gradnji. Great Plains Synfuels Plant || Terciarno črpanje nafte. Sekvestracija se je začela leta 2000 in v okviru projekta se letno še naprej vbrizga okrog 3 milijone ton CO2 na leto. Val Verde natural gas plants || Terciarno črpanje nafte. Pet ločenih obratov za predelavo plina na območju Val Verde v Teksasu v ZDA zajema približno 1,3 milijona ton CO2 letno za uporabo pri terciarnem črpanju nafte na nahajališču Sharon Ridge. Sleipner West || Specifikacije za zemeljski plin (kakovost), ki se prodaja, zahtevajo, da je raven vsebnosti CO2 v plinu nižja od 2,5 %. Zajemanje CO2 je ekonomsko upravičeno zaradi davka na CO2, ki velja na norveškem epikontinentalnem pasu. In Salah || Specifikacije za zemeljski plin (kakovost), ki se prodaja, zahtevajo, da je raven vsebnosti CO2 v plinu nižja od 2,5 %. Projekt se poteguje za dobropise v okviru mehanizma CDM. Snøhvit || Enako kot Sleipner West. Enid Fertiliser Plant || Terciarno črpanje nafte. CO2 je treba odstraniti pri proizvodnji gnojil. Namesto da se plin spusti v ozračje, ga v tem obratu zajemajo in porabijo pri terciarnem črpanju nafte na približno 200 km oddaljenem naftnem polju. Priloga II – status evropskih predstavitvenih
projektov polnega obsega v okviru Evropskega energetskega programa za oživitev Evropski energetski program za oživitev bi lahko
financiral 6 predstavitvenih obratov CCS z do 180 milijoni EUR na obrat. Vendar
pa za nobenega od njih ni bila sprejeta končna odločitev o investiciji. Glavni dosežki Evropski energetski program za oživitev je
omogočil hiter začetek šestih projektov (v Nemčiji, Združenem kraljestvu,
Italiji, na Nizozemskem, Poljskem in v Španiji). Za enega od teh (ROAD na
Nizozemskem) je Evropski energetski program za oživitev bil ključnega pomena za
pritegnitev nacionalnih sredstev. Na področju izdaje dovoljenj je Evropski
energetski program za oživitev sprožil ciljno usmerjen dialog in sodelovanje z
organi ter lokalnim prebivalstvom. Nekateri projekti so bili v pomoč tudi pri
strukturiranju dejanskega izvajanja direktive CCS na ravni držav članic. Poleg
tega so do sedaj izdelane podrobne inženirske študije omogočile komunalnim
podjetjem pridobitev strokovnega znanja o prihodnjem delovanju integriranega
obrata CCS. Karakterizacija posebnih geoloških lokacij za shranjevanje je
vodilo tudi k identifikaciji ustreznih mest za stalno in varno shranjevanje CO2. Podprogram CCS vključuje obveznost za projekte
za izmenjavo izkušenj in najboljših praks, kar se je uresničilo z
vzpostavitvijo omrežja za projekte CCS. To je prvo takšno omrežje za izmenjavo
znanja na svetu in 6 članov med drugim sodeluje pri izdelavi skupnih vodičev
„dobre prakse“; to je prvo tovrstno sodelovanje na področju nove energetske
tehnologije. Omrežje je poleg tega objavilo poročila o pridobljenih izkušnjah
pri projektih za shranjevanje CO2, vključevanju javnosti in izdaje
dovoljenj. Prav tako si prizadeva za vodilno vlogo pri razvoju okvira za
globalno izmenjavo znanj. Kritična področja Podprogram CCS se kot celota sooča z nekaterimi
velikimi regulativnimi in gospodarskimi negotovostmi, ki bi lahko ogrozile
njegovo uspešno izvajanje. Dejstvo, da za nobenega od projektov še ni bila
sprejeta končna odločitev o investiciji, kaže na obstoječe težave. Ta mejnik je
bil preložen iz več razlogov, med drugim ker: dovoljenja še niso bila pridobljena
v celoti; karakterizacija mest za shranjevanje še ni zaključena; mora biti
dokončana finančna struktura. Poleg tega nizka cena ogljika v okviru sistema
trgovanja z emisijami (ETS) povzroča, da je tehnologija CCS na kratek in
srednji rok poslovno neprivlačna. Dodatno se projekti zaradi sedanjih
gospodarskih razmer soočajo z vedno večjimi težavami pri dostopu do
financiranja. Na začetku leta 2012 je bil v Nemčiji v
Jaenschwaldu ustavljen projekt Evropskega energetskega programa za oživitev.
Poleg nasprotovanja javnosti na morebitnih lokacijah za shranjevanje, so
investitorji ugotovili, da bi jim znatne zamude pri prenosu direktive CCS v
nemško zakonodajo onemogočile pridobitev potrebnih dovoljenj za shranjevanje CO2
v časovnem okviru projekta. Obeti Kot je na kratko pojasnjeno v nadaljevanju, se
preostalih 5 projektov sooča z različnimi izzivi: ·
ROAD (Nizozemska):
projekt je uspešno zaključil vsa predhodna tehnična in regulativna dela. Zato
je pripravljen za sprejem končne odločitve o investiciji. Čeprav je za končno
odločitev o investiciji pripravljen od sredine leta 2012, je slabšanje
poslovnih vidikov za CCS, t.j. predvidene cene CO2, povzročilo
finančno vrzel v višini 130 milijonov EUR, kar je odložilo sprejem odločitve. Zaprtje finančne vrzeli
je pogoj za sprejem končne odločitve o investiciji. Razprave z dodatnimi
investitorji so v teku. Odločitev se pričakuje v drugem ali tretjem četrtletju
2013. Načrtuje se, da bo integrirani predstavitveni projekt CCS začel
obratovati leta 2016. ·
Don Valley (Združeno kraljestvo): nedavna odločitev Združenega kraljestva, da ne podpre projekta, je
resen korak nazaj. Po posvetu s ključnimi zasebnimi partnerji in investitorji
(vključno s Samsungom in BOC-om) sta se pobudnika (2Co, National Grid Carbon)
vseeno zavezala, da bosta nadaljevala s projektom, morebiti manjše velikosti in
s poudarkom na načrtovani shemi „pogodbe na razliko“, ki jo je kot del
energetskega zakona 29. novembra 2012 predlagala vlada Združenega kraljestva.
Komisija z upravičenci trenutno razpravlja o načrtu prestrukturiranja. Če
bo Komisija načrt potrdila, bi lahko bila končna odločitev o investiciji
sprejeta v letu 2015. ·
Porto Tolle (Italija):
sooča se z velikimi zamudami zaradi preklica okoljevarstvenega dovoljenja za
elektrarno. V maju 2013 bodo pobudniki dokončali začetne inženirske študije.
Nadaljevanje projekta bo odvisno od doseganja ključnega mejnika v drugem
četrtletju 2013, namreč od zmogljivosti, da se znatno ublažijo tveganja v zvezi
z izdajo dovoljenj in financiranjem. ·
Compostilla (Španija): v
letu 2013 bo uspešno zaključena pilotna faza, toda manjkajo potrebna finančna
sredstva za predstavitveno fazo. V naslednji fazi bi bilo tudi potrebno, da
Španija sprejme zakonodajo o načrtovanju in gradnji koridorja za transport CO2.
·
Belchatow (PL): projekt
ni prejel sredstev iz programa NER300 in ima velik finančni primanjkljaj. Poleg
tega mora Poljska še vedno prenesti direktivo CCS in sprejeti zakonodajo o
načrtovanju in gradnji koridorja za transport CO2. Glede na te
okoliščine se je pobudnik odločil, da bo marca 2013 začel z ustavitvijo
projekta. [1] IEA v publikaciji World Energy Outlook 2012 ocenjuje, da je 59 %
povečanja povpraševanja zadovoljenega s fosilnimi gorivi, kar pomeni, da bo
leta 2035 njihov delež v mešanici energetskih virov znašal 75 %. [2] IEA „World Energy Outlook 2012“, str. 23, in „Turn down the
heat“, poročilo, ki ga je naročila Svetovna banka, na voljo na: http://www.worldbank.org/en/news/2012/11/18/new-report-examines-risks-of-degree-hotter-world-by-end-of-century
[3] Komisija je ocenila, da bi lahko bilo leta 2030 v „scenariju
ustreznega svetovnega ukrepanja“ 18 % elektrarn na fosilna goriva opremljenih
s CCS, kar kaže, da bo ta tehnologija v prihodnosti nujna za dosego trajnostnih
emisij ogljika na svetovni ravni in da se morajo obsežni predstavitveni
projekti začeti izvajati takoj. Ocena izvira iz delovnega dokumenta služb
Komisije: „Towards a comprehensive climate change agreement in Copenhagen.
Extensive background information and analysis - PART 1“, na voljo na: http://ec.europa.eu/clima/policies/international/negotiations/future/docs/sec_2009_101_part1_en.pdf [4] Prehod v nizkoogljično družbo je očitno mogoče doseči tudi z
energijsko učinkovitostjo, energijo iz obnovljivih in brezogljičnih virov,
vendar je CCS v primeru nenehne ali naraščajoče uporabe fosilnih goriv
ključnega pomena, saj je to edina razpoložljiva možnost. Približno 60 %
svetovne primarne energije izvira iz stacionarne uporabe fosilnih goriv. Druge
možnosti za dekarbonizacijo energetskega sistema so povečana energijska
učinkovitost, upravljanje porabe in drugi nizkoogljične viri energije, kot so
obnovljivi viri in jedrska energija. [5] Podrobno poročilo o prenosu direktive bo objavljeno v letu 2013. [6] Na prvem
razpisu ni bil izbran noben projekt CCS za financiranje iz programa NER300. [7] Napovedi, da bo cena ene tone CO2 znašala od 20 do
30 EUR, se niso uresničile, kar je občutno oklestilo razpoložljiva
sredstva in znatno poslabšalo ekonomičnost projektov CCS. [8] Vir:
Energija v EU v številkah, 2012, žepna knjižica, Evropska komisija. [9] Trije največji proizvajalci so Združeno kraljestvo z 51,5 Mtoe,
Nizozemska s 63,5 Mtoe in Nemčija z 9,7 Mtoe proizvodnje zemeljskega plina v
letu 2010. Rusija in Norveška (22 % oziroma 19 % oskrbe EU s plinom)
sta največji izvoznici plina v EU. [10] Z analizo istega sklopa podatkov in primerjavo porabe črnega premoga v
prvih petih mesecih leta 2010 z istim obdobjem leta 2011 in leta 2012 lahko
opazimo porast za 7 % od leta 2010 do leta 2011 in za nadaljnjih 6 %
od leta 2011 do leta 2012. Poraba rjavega premoga (lignita) se je v istem
obdobju povečala za 8 % oziroma 3 %. [11] Vir:
Poročilo Komisije: Stanje na evropskem trgu ogljika v letu 2012. [12] Vendar pa v Evropi obstajajo precejšnje regionalne razlike. Medtem ko
je v nekaterih država članicah (na primer na Švedskem, v Franciji, Španiji in
Italiji) delež premoga v mešanici virov električne energije precej pod
20 %, so nekatere države članice, kot so Poljska (88 %), Grčija
(56 %), Češka (56 %), Danska (49 %), Bolgarija (49 %),
Nemčija (42 %) in Združeno kraljestvo (28 %), od njega močno odvisne.
Z izjemo Danske so to države članice, kjer ima domače rudarstvo pomembno vlogo. [13] Podobno kot pri premogu obstajajo tudi tukaj precejšnje regionalne
razlike: v nekaterih državah članicah ima v proizvodnji električne energije
glavno vlogo plin, na primer v Belgiji (32 %), na Irskem (57 %), v
Španiji (36 %), Italiji (51 %), Latviji (36 %), Luksemburgu
(62 %), na Nizozemskem (63 %) in v Združenem kraljestvu (44 %),
medtem ko v številnih drugih državah članicah (v Bolgariji, na Češkem, v
Sloveniji, na Švedskem, v Franciji, na Cipru in Malti) plin predstavlja manj
kot 5 % mešanice virov električne energije. [14] Proizvodnja pasovne energije pomeni, da elektrarna obratuje večino (80
%) časa, medtem ko za proizvodnjo izravnalne energije obratuje precej manj
(10–20 %) časa. [15] V skladu z okoljsko zakonodajo EU (trenutno obstoječo direktivo o
velikih kurilnih napravah, ki jo je v primeru novih naprav od leta 2013
nadomestila direktiva o industrijskih emisijah, od leta 2016 pa tudi v primeru
obstoječih naprav), je elektrarne treba zapreti, če ne izpolnjujejo zahtevanih
minimalnih standardov. Ti direktivi določata minimalne standarde glede emisij
(mejne vrednosti emisij), istočasno pa zahtevata, da se pri določanju teh mejnih
vrednosti in drugih pogojev v dovoljenjih za obratovanje kot referenca
uporabljajo najboljše razpoložljive tehnologije (BAT). Za dejavnosti, zajete v
področje uporabe direktive o industrijskih emisijah, Komisija v obliki
izvedbenih sklepov redno sprejema sklepe o BAT. Vključen je tudi zajem CO2,
zato bodo v prihodnosti ti sklepi sprejeti tudi za to dejavnost. [16] Prospective scenarios on energy efficiency and CO2 emissions in the EU
iron & steel industry, EUR 25543 EN, 2012; Moya & Pardo, Potential for improvements in energy efficiency and
CO2 emission in the EU27 iron & steel industry, Journal of cleaner
production, 2013; Energy efficiency
and CO2 emissions in the cement industry, EUR 24592 EN, 2010; Vatopoulos & Tzimas, CCS in cement
manufacturing process, Journal of Cleaner energy production, 32 (2012)251. [17] Glej publikacije World Steel Association na http://www.worldsteel.org. [18] Predlog Direktive Evropskega parlamenta in Sveta o vzpostavitvi
infrastrukture za alternativna goriva, COM (2013) 18 final; Sporočilo Komisije
Evropskemu parlamentu, Svetu, Evropskemu ekonomsko-socialnemu odboru in Odboru
regij: Zelena energija za promet: evropska strategija za alternativna goriva,
COM (2013) 17 final. [19] IEA
Energy Technology Perspectives 2012. [20] Vir: Carbon Dioxide Capture and Storage, poglavje 7.3
- IPCC, 2005 - Bert Metz, Ogunlade Davidson, Heleen de Coninck, Manuela Loos in
Leo Meyer (uredniki). [21] Vir: Carbon Dioxide Capture and Storage, poglavje 5.3.2 - IPCC, 2005 -
Bert Metz, Ogunlade Davidson, Heleen de Coninck, Manuela Loos in Leo Meyer
(uredniki). [22]
http://www.eea.europa.eu/publications/late-lessons-2/late-lessons-2-full-report. [23] V študiji JRC, kjer je bil ocenjen potencial za terciarno črpanje
nafte s CO2 v Severnem morju, je bilo ugotovljeno, da čeprav lahko
ta proces znatno poveča evropsko proizvodnjo nafte in s tem izboljša
zanesljivost oskrbe z energijo, bo vpliv na zmanjšanje emisij CO2
omejen na vire v bližini naftnih polj. Glavna ovira za njegovo uveljavitev v
Evropi so visoki stroški povezanih dejavnosti na morju, vključno s potrebnimi
spremembami v obstoječi infrastrukturi in neugodno geološko sestavo. [24] Vir: podatkovna baza CCS projekta ZERO; sledenje razvoju in uporabi
tehnologije CCS po svetu. http://www.zeroco2.no/projects in GSSCI, The Global Status of CCS: 2012, An overview of large-scale
integrated CCS projects: http://www.globalccsinstitute.com/publications/global-status-ccs-2012/online/47981 [25] World Energy Outlook 2012, IEA 2012 in Cost and Performance
of Carbon Dioxide Capture from Power Generation delovni dokument IEA: 2011,
na voljo na: http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/costperf_ccs_powergen-1.pdf, in A policy strategy for carbon capture and storage, informativni
dokument IEA, 2012. [26] To velja za elektrarno na drobljen premog, ki proizvaja pasovno
energijo. Stroški znašajo 55 USD. Predpostavlja se menjalni tečaj 1 USD :
1,298 EUR. Ocena 55 USD na tono je v skladu z ocenami Evropske
tehnološke platforme za elektrarne na fosilna goriva z ničnimi emisijami, kjer
je predvidenih 30 do 40 EUR na tono CO2, ki se ne izpusti v ozračje.
Za CCS v primeru zemeljskega plina bi morala cena ogljika znašati približno
90 EUR na tono CO2. [27] Vir: skupno raziskovalno središče (JRC), The cost of CCS, EUR 24125
EN, 2009. [28] Davek znaša 0,47 NOK na liter nafte in na standardni m3
plina. [29] IPCC, 2005 - Bert Metz, Ogunlade Davidson, Heleen de Coninck, Manuela
Loos in Leo Meyer (uredniki) - Cambridge University Press, Združeno kraljestvo,
str. 431. Na voljo na: http://www.ipcc.ch/publications_and_data/publications_and_data_reports.shtml.
[30] Pripravljenost za CCS pomeni, da je v napravo možno naknadno vgraditi
CCS. [31] Zakon o čistem zraku „Clean Air Act“ v ZDA dejansko nove elektrarne na
premog spodbuja, da so „pripravljene za CCS“ (glej tudi okvir 1), ker dopušča,
da so standardi glede emisij izpolnjeni v obdobju 30 let. Predlagano pravilo je
na voljo na: http://www.gpo.gov/fdsys/pkg/FR-2012-04-13/pdf/2012-7820.pdf.
[32] S to določbo je bila spremenjena direktiva o velikih kurilnih napravah
in trenutno je zapisana kot člen 36 direktive o industrijskih emisijah. [33] Integrirana celotna veriga za zajem, transport in shranjevanje CO2
za več kot 250 MWe – ali vsaj 500 ktCO2/leto v industriji. [34] Vseh osem projektov je velikih ali večjih kot ekvivalenten projekt CCS
v plinski elektrarni moči 250 MW, medtem ko so trije večji kot ekvivalenten
projekt CCS v elektrarni na premog moči 250 MW. [35] Podrobnosti v zvezi s statusom šestih predstavitvenih
projektov, ki se financirajo v okviru programa Evropskega energetskega programa
za oživitev, so v Prilogi II. [36] Na voljo na: http://ec.europa.eu/clima/news/docs/draft_award_decision_ner300_first_call_en.pdf.
[37] Delovni dokument služb Komisije „NER300 − Moving towards a low carbon
economy and boosting innovation, growth and employment across the EU“. [38] Program NER300 ponuja kritje 50 % dodatnih stroškov, povezanih z
investicijami in obratovanjem obratov CCS. Preostanek bi moral biti pokrit s
prispevki iz zasebnega sektorja ali z javnim financiranjem. [39] Na voljo na: http://ec.europa.eu/public_opinion/archives/ebs/ebs_364_en.pdf. [40] Več
informacij na voljo na: http://www.geology.cz/geocapacity. [41] Integrirana celotna veriga za zajem, transport in shranjevanje CO2
za več kot 250 MWe - ali vsaj 500 ktCO2/leto v industriji. [42] Glej tudi poglavje 4.3 delovnega dokumenta služb
Komisije o delovanju trga z ogljikom. [43] Dolgoročno cena ogljika za 38 % vprašanih ostaja odločilen
dejavnik, za nadaljnjih 55 % vprašanih pa je vpliven dejavnik. Vendar se
je prvič po letu 2009 delež tistih, ki cene ogljika dejansko sploh ne
upoštevajo, v raziskavi iz leta 2012 podvojil na 7 %. Thomson Reuters Point
Carbon, Carbon 2012, 21. marec 2012, http://www.pointcarbon.com/news/1.1804940. [44] Ne pričakuje se, da bo takšna cenovna raven dosežena kmalu, zato ni
verjetno, da se bo industrija zavezala k ustreznim investicijam v projekte CCS
samo na podlagi cene ogljika. Pomanjkanje jasnega političnega okvira in
nacionalnih spodbud, povezano z nasprotovanjem javnosti, to stanje še dodatno
utrjuje, razen če na evropski in nacionalni ravni ne bodo sprejeti ukrepi za
spremembo negativnih obetov. [45] IEA, 2012, „A Policy Strategy for Carbon Capture and Storage“. [46] Glej na primer http://ec.europa.eu/clima/policies/lowcarbon/ccs/docs/impacts_en.pdf. [47] IEA v publikaciji World Energy Outlook 2012 ocenjuje, da fosilna
goriva danes predstavljajo 80 % svetovne porabe energije, medtem ko v
„scenariju novih politik“ v letu 2035 predstavljajo 75 %. [48] Ob upoštevanju dopolnjevanja z evropskimi strukturnimi in
investicijskimi skladi (ESI), kot je navedeno v skupnem strateškem okviru, ki
je priložen predlogu Komisije glede uredbe o skupnih določbah za upravljanje
skladov ESI. [49] Vir: podatkovna baza projekta CCS ZERO; sledenje razvoju in uporabi
tehnologije CCS po svetu. http://www.zeroco2.no/projects in GSSCI, The Global Status of CCS: 20122,1 An overview of large-scale
integrated CCS projects: http://www.globalccsinstitute.com/publications/global-status-ccs-2012/online/47981