Rastuće financijske obaveze oko elektrana koje emitiraju velike količine ugljičnog dioksida, kao što je TE Plomin, bit će jedan od čimbenika o kojima će investitor u u TE Plomin C voditi računa.
Trenutačne demo-tehnologije pokazuju da tek cijena od 70 EUR/t emitiranog CO2 čini CCS-sustave isplativima. Europska proizvodnja energije do 2050. godine treba postati ugljično neutralna - hoće li termoelektranama na ugljen biti potrebna pomoć države i koliko će tako proizvedena struja koštati?
Jedan od odlučujućih faktora pri odlučivanju u investiranje u gradnju TE Plomin C na ugljen snage 500 MW bit će i procjene isplativosti tog objekta kroz perspektivu budućeg kretanja cijena emisijskih jedinica za ugljični dioksid. Kretanje cijene emisijskih kvota i buduća politika oko klimatskih promjena uvelike će odrediti budućnost i ekonomiku termoelektrana na ugljen, kao baznih objekata koji se u Europskoj uniji gotovo više uopće ne grade i koji bi u perspektivi idućih 30-ak godina pod pritiskom velikih investicija u zaštitu okoliša mogli postupno prestati s radom. Pred HEP-om su već sada velike financijske obaveze koje se u javnosti uglavnom ne spominju, a iako je riječ o važnoj temi, u HEP-u o tom aspektu investicije u TE Plomin C ipak nismo uspjeli dobiti sugovornika.
Ulaskom Hrvatske u EU i priključenjem na Europski sustav trgovanja emisijskim jedinicama (EU-ETS), HEP će imati obavezu kupovanja emisijske kvote za svaku emitiranu tonu CO2. Treće razdoblje trgovanja emisijskim kvotama počinje 2013. i traje do 2020. godine. HEP će, počevši od 1. siječnja 2013, do 30. travnja svake tekuće godine morati kupovati ukupni iznos kvota za pokrivanje emisija za prethodnu godinu. HEP približno emitira oko 5 milijuna t CO2 godišnje. Godišnji HEP-ov izdatak za kupovinu emisijskih kvota, ovisno o količini emisija i cijeni CO2 na tržištu, procjenjuje se na 50 - 75 mil. eura. Taj iznos može biti smanjen za približno 20%, odnosno za emisije CO2 koje se ispuštaju pri proizvodnji toplinske energije, ako se prihvate HEP-ovi zahtjevi za izuzećem termoenergetskih postrojenja. Uštede za HEP zbog dobivanja besplatnih emisijskih jedinica iznosit će 10 - 15 mil. eura za 2013. godinu. Svake sljedeće godine, iznos uštede će se smanjivati za 10%, sve do 2020, kada će HEP morati kupovati emisijske jedinice za pokrivanje svih svojih emisija.
Nezgodan položaj HEP-a
Cijene emisijskih jedinica su trenutačno oko 8 EUR/t, no prema najavama, trebale bi početi rasti od početka iduće godine. Optimistične računice kazuju da bi cijena emisijskih kvota 2020. godine mogla iznositi 20 EUR/t, no mnogi drže da će vrlo brzo početi spekulacije koje će pogurati cijenu na gore. U Studiji utjecaja na okoliš TE Plomin C kao jedan od načina smanjivanja emisija CO2 koje nastaju izgaranjem ugljena spominje se razvoj postrojenja za zahvaćanje i pohranu ugljika (eng. CCS - carbon capture and storage). Uz novu elektranu za ta postrojenja predviđen je prostor, no tehnološko rješenje HEP trenutačno ne spominje. HEP je u nezgodnom položaju jer zna da će u budućnosti biti pogođen tim troškovima, ali ne zna koliko, jer je teško procijeniti rast cijena kvota. “Investitor u TE Plomin C odlučivat će hoće li raditi kaptiranje i skladištenje CO2 ili mu je isplativije kupovati kvote, a najmanje 2 mil. t CO2 koje bi godišnje trebao ispuštati TE Plomin C je puno”, kaže prof. dr. sc. Bruno SAFTIĆ, dipl. ing., izvanredni profesor na Zavodu za geologiju i geološko inženjerstvo Rudarsko-geološko-naftnog fakulteta Sveučilišta u Zagrebu. Prof. Saftić je po narudžbi HEP-a vodio izradu studije koja je 2010. godine HEP-u ponudila rješenja za zbrinjavanje CO2 iz Plomina i preliminarna istraživanja potencijala za geosekvestraciju CO2 u Hrvatskoj, po narudžbi Fonda za zaštitu okoliša i energetsku učinkovitost. Zahvaćanje i pohrana ugljika znači da se CO2 izdvaja iz smjese dimnih plinova u posebnom postrojenju koje je uz termoelektranu i cjevovodima otprema do mjesta gdje se komprimira i utiskuje u podzemlje na dubinama 800 - 2500 m. HEP je do sada okvirno projektirao određenu veličinu objekta za zahvaćanje CO2, no kada će investitor zatražiti građevinsku dozvolu, morat će prema europskoj direktivi koju Hrvatska još nije prenijela u svoje zakonodavstvo imati ponuđeno cjelovito rješenje takvog sustava. U tome sustavu najveći operativni trošak predstavlja izdvajanje CO2, jer smjesu dimnih plinova termoelektrane treba pročišćavati (ukloniti sumporne i dušične spojeve) kako bi se u podzemlje mogao utiskivati čisti CO2. Utiskivanje se izvodi u iscrpljena naftna i plinska ležišta, duboke slane vodonosnike ili u slojeve ugljena.
- Uz provođenje usmjerenih istraživanja, pogodne lokacije mogu se pronaći u kontinentalnoj Hrvatskoj i u jadranskom podmorju. U tim je područjima takva građa podzemlja da se već na temelju prvih, preliminarnih istraživanja, koja su provedena u sklopu europskih projekata FP6, uz sufinanciranje FZOEU-a, pokazalo da postoji znatan potencijal, puno veći nego u susjednoj Bosni i Hercegovini ili Sloveniji", kaže prof. Saftić. U slučaju TE Plomin C stručnjaci RGNF-a su HEP-u u studiji sugerirali teoretsku mogućnost da se zahvaćeni plin utisne u duboki slani vodonosnik u podmorju 10 milja od Dugog otoka, što je oko 140 km zračne linije od Plomina. Uz tu lokaciju postoji još pet predloženih lokacija u sjevernom i središnjem dijelu jadranskog podmorja koje bi valjalo detaljno istražiti. Kada je riječ o mogućnosti da se taj CO2 utiskuje u iscrpljena plinska polja u Jadranu, prof. Saftić kaže da bi se dio mogao utisnuti u ta polja, ali ne jako puno jer ležišta nisu jako velika. Procijenjeni ukupni kapacitet uskladištenja CO2 u plinska polja Ida, Ika i Marica iznosi 10 mil. t. Ukupno, u ležištima 15 naftnih ili plinskih polja u Panonskom bazenu i 3 na sjevernom Jadranu postoji teoretski kapacitet uskladištenja od 189 mil. t CO2, s time da je ukupni kapacitet plinskih polja znatno veći od kapaciteta naftnih polja, navodi se u izvještaju FP6-projekta ‘EUGeoCapacity‘. Hrvatskoj bi trebale biti odobrene kote za ispuštanje 22 - 30 mil. t CO2 u svim sektorima. Prof. Saftić procjenjuje da bi se teoretski u Hrvatskoj moglo na velikim stacionarnim izvorima kaptirati 5 - 7 mil. t plina godišnje, a da se utisne i pola od te količine, to bi smanjilo nacionalnu emisiju za 10%, što je jako, jako puno.
Trošak od 600 000 do 700 000 EUR/MW instalirane snage
No, tu je i dalje neriješen način kako i kada zapravo obračunati izbjegnute emisije CO2 koje bi, zapravo, bile prihod tvrtke koja vodi "skladište CO2". Naime, da se zaista dokaže da je CO2 sigurno spremljen u podzemlje treba provoditi monitoring u trajanju od 10 godina nakon završetka utiskivanja, što se smatra dovoljno dugim razdobljem koje će pokazati kako djeluju procesi vezanja plina u podzemlju. Tehnologija je isprobana i dostupna, jer je vrlo slična dijelu operativnih postupaka pri crpljenju ležišta ugljikovodika, a postoje i posebni demonstracijski projekti. Trenutačno je još vrlo skupa jer nije komercijalizirana. Veći rast cijena emisijskih kvota i restriktivnija politika trebali bi ponukati industriju da se snažnije zainteresira za CCS. No, koliko ta cijela priča košta investitore, odnosno u kojem trenutku za jednu termoelektranu poput Plomina postaje isplativo graditi sustave za zahvaćanje i pohranu CO2, umjesto da kupuju kvote? U komunikeu Europske komisije iz 2007. godine navodi se da se ukupni troškovi zahvaćanja i pohrane CO2 iz termoelektrana na ugljen procenjuju na 600 000 - 700 000 EUR/ MW instalirane snage.
Pri tom je riječ o ‘capture-ready‘ postrojenjima koja mogu biti izgrađena 2007. - 2020. godine s trenutačno dostupnim tehnologijama, s napomenom da će troškovi za stare termoelektrane, odnosno one koje su već u pogonu biti vjerojatno viši. Ako se ovaj način procjene troškova jednostavno primijeni na TE Plomin 2 i TE Plomin C, koji zajedno trebaju imati 710 MW instalirane snage, dolazi se do sume 426 - 497 mil. eura dodatnih ulaganja, ne računajući trošak izgradnje nove elektrane koji je procijenjen na 800 mil. eura. Na prvi pogled se čini se kao da se tehnološki od 2007. godine do danas nije mnogo toga promijenilo. Naime, dokument EU-a iz 2007. godine također navodi da je trošak CCS-tehnologije u proizvodnji energije isplativ tek kod cijene CO2 kvota od 70 EUR/t. Tada se očekivalo da će veća tehnološka poboljšanja i koristi izdvojenog čistog CO2, poput EOR-projekata (utiskivanja radi povećanja iscrpka nafte) smanjiti trošak za elektrane. Dostupni modeli i studije kao srednje i dugoročne perspektive koštanja CCS-a za 2020. godinu navodili su 20 - 30 EUR/t CO2.
Prema novijim izvorima kao što je ZEP (‘Zero Emisions Platform: The Costs of CO2 Capture, Transport and Storage‘) iz 2011. godine, operativni troškovi zahvaćanja i pohrane CO2 procjenjuju se na nešto manje od 40 EUR/t za elektrane na kameni ugljen, odnosno na malo manje od 90 EUR/t za elektrane na prirodni plin. Zbog toga se u tom recentnom izvještaju predviđa da će ova tehnologija dekarbonizacije proizvodnje električne energije postati cjenovno kompetitivna nakon 2020. godine. Izgradnja takvog sustava kojim bi se CO2 iz oba energetska bloka TE Plomin cjevovodom transportirao do neke od pogodnih lokacija u jadranskom podmorju predstavlja vrlo veliku investiciju koja uključuje projektiranje i postavljanje cjevovoda, utisnih postrojenja, karakterizaciju stijena u podzemlju u kojima će biti skladište i opremanje tog objekta bušotinama za utiskivanje i praćenje. Znači da se iznos tek treba procijeniti kada se odaberu lokacije na temelju istraživanja građe podzemlja. Trenutačno se mogu procijeniti jedino operativni troškovi (prema istom izvoru, ZEP-u iz 2011. godine) gdje se sumira da za transport 2,5 Mt CO2 podmorskim cjevovodom na duljini 180 km treba oko 10 EUR/t, dok se troškovi uskladištenja u dubokim slanim vodonosnicima procjenjuju u rasponu 2 - 20 EUR/t, a u slučaju da se iscrpljena naftna ili plinska ležišta konvertiraju u skladišne objekte, onda je taj raspon 2 - 14 EUR/t. Ipak, ima i izvora koji trošak opet potiskuju na višu razinu od ZEP-a. General Electric u travnju je donio procjenu da tek cijena emisijskih kvota na razini 70 EUR/t čini sustave za zahvaćanje i pohranu CO2 isplativima. Ta je tvrtka razvila tehnologiju kojom se izdvaja ugljik iz ugljena prije njegovog izgaranja, čime se proizvodi vodik koji potom izgara i tako se dobiva električna energija. "Tehnologija je dostupna. Znamo kako izgarati vodik koji dolazi od rasplinjavanja ugljena, no problem su troškovi. Danas se nemoguće natjecati ako nitko ne investira".
Oštre restrikcije
U svakom slučaju, riječ je o značajnim ulaganjima koja bi u konačnici morala biti izražena u cijeni električne energije koja bi pod pritiskom mogla značajnije rasti, zadrži li se europska energetska proizvodna baza na ugljenu, što bi se lako moglo promijeniti s obzirom na sve veći udio obnovljivih izvora energije i potrebe da ih prate drugačija, fleksibilnija vrsta energetskih objekata te pametne mreže. "S razvojem problema klimatskih promjena doći do vrlo oštrih restrikcija u pogledu smanjenja emisije CO2. Ne samo do porasta cijene emisijskih kvota (jer rast cijene CO2 može dovesti do snižavanja cijena ugljena pa se time praktično gubi učinak koji cijena CO2 može imati na stvarno smanjenje emisija), već izravnih propisa i zabrana emisija. Sada se sa sigurnošću može reći da će europska proizvodnja energije postati ugljično neutralna u 2050. godini. Ta obaveza ima dramatičan učinak na elektrane čija se gradnja sada planira. Naime, objekti koji će postati operativni 2018. - 2020. godine, uz smanjeni koeficijent iskoristivosti, zbog fleksibilnosti neće ostvariti dovoljan ekonomski rezultat da bi si do 2050. mogli priuštiti CCS. U tom slučaju će biti potrebna pomoć države, a to europski propisi već sada isključuju.", kaže Aleksandar KOVAČEVIĆ, jedan od autora studije Međunarodne agencije za energiju „Energy in the Western Balkans“, bivši član ‘ad hoc‘ skupine stručnjaka za ugljen UNECE-a i dobitnik nagrade za inovativnost ‘PowerGen Europe 2002‘ za inovativan pristup ekonomičnosti elektrana na ugljen. On smatra da lokacija TE Plomin ima niz prednosti za gradnju elektrane, a njih bi trebalo iskoristiti. Studije koje su napravljene daju odličnu osnovu da se koncipira vrlo zanimljiv i konkurentan objekt. Potrebno je sagledati i uporediti niz raspoloživih mogućnosti koje europski koncept najbolje raspoložive tehnologije stavlja na raspolaganje, razviti sustav kriterija, upotrebiti raspoložive studije i napraviti odgovarajući ‘score card‘ radi donošenja konačne odluke. "Moje viđenje je da postoji vrlo izvjesna mogućnost da se kreira takvo tehnološko rešenje koje bi bitno povećalo učinkovitost, smanjilo utjecaje na okoliš, poboljšalo učinke za lokalno gospodarstvo, snizilo investicijske troškove i skratilo vrijeme izgradnje te dalo potrebnu snagu energije i potrebnu fleksibilnost proizvodnje te visoku razinu sigurnosti uklanjanja emisije CO2 u budućnosti", smatra on. (energetika-net.com)