Padrão de desempenho de emissões
Os incentivos à descarbonização fornecidos pelo preço mínimo do carbono e pelas tarifas feed-in são ainda complementados pela proposta de introdução de um Padrão de Desempenho de Emissões (EPS) para limitar a quantidade de dióxido de carbono que as novas centrais eléctricas podem emitir por kWh de electricidade gerada. Um Padrão de Desempenho de Emissões é considerado necessário se os incentivos de mercado detalhados acima não forem suficientes por si só para desviar o setor elétrico de formas de geração mais intensivas em carbono.
O nível a que o EPS é definido reconhece que a produção de combustíveis fósseis ainda hoje tem um papel importante a desempenhar na garantia da segurança do abastecimento, proporcionando uma carga de base estável e flexibilidade, ao mesmo tempo que mantém a consistência com os objectivos de descarbonização, evitando a construção de novas centrais eléctricas alimentadas a carvão sem tecnologia de captura e armazenamento de carbono e mantendo preços de electricidade acessíveis.[2].
O EPS proposto aplica-se apenas à produção de eletricidade e é fixado a um nível que equilibre o cumprimento das metas de descarbonização com o custo da eletricidade. Usando o argumento de que a descarbonização da eletricidade é fundamental para descarbonizar o fornecimento de energia do Reino Unido, muitos comentadores criticaram o Governo de Sua Majestade por não introduzir um EPS de eletricidade para 2030 muito mais oneroso. Este argumento baseia-se na suposição incorreta de que o gás não pode ser descarbonizado economicamente em grande escala.
Normalmente, a síntese de metano produz cerca de 55% de CO2 e 45% de CH4. A separação destes gases em dois fluxos para injetar gás natural sintético (SNG) na rede de gás deixa o CO2 de alta pureza e alta pressão como subproduto residual disponível para utilização em CCS com custo marginal de captura e compressão quase nulo. Se 45% de combustível biogênico: 55% de mistura fóssil for usado para produzir SNG com CCS, serão produzidas zero emissões líquidas de CO2. Este conceito é denominado Gás de Baixo Carbono (LCG). Nos EUA, é chamado de SNG Carbono Neutro. O custo marginal típico da redução de carbono para a produção de GCL é de cerca de 40 a 50p/tonelada de CO2 supercrítico.
O gás é um recurso de energia primária armazenável, enquanto a eletricidade é um vetor de energia secundária instantânea. A energia flui da rede de gás, mas vice-versa. No Reino Unido, 250 vezes mais energia é armazenada como gás do que como eletricidade. O custo de capital da transmissão de gás é 1/15 do custo por MWkm de transmissão de electricidade. 5 vezes mais energia flui pela rede de gás do que pela rede elétrica no pico da demanda no inverno.
O gás normalmente representa 1/3 do custo por unidade de energia da eletricidade. O gás carbono negativo pode ser produzido a partir de resíduos mistos, biomassa e carvão em grande escala a um custo de cerca de 45 a 50 p/therm, 1/6 do custo projetado do DECC e OFGEM para 2030 por unidade de energia de eletricidade descarbonizada de £ 100/MWh.
A tecnologia para produzir grandes quantidades de gás natural sintético (SNG) de baixo custo foi desenvolvida em conjunto entre a HM Fuel and Power e a British Gas Corporation entre 1955 e 1992, a fim de suprir toda a demanda de gás do Reino Unido após 2010, quando se esperava que o gás do Mar do Norte acabasse. Elementos-chave da tecnologia SNG da British Gas estão sendo usados atualmente na maior e mais antiga planta de SNG de Captura e Sequestro de Carbono (CCS) do mundo, em Great Plains, nas Dakotas, e estão sendo desenvolvidos em escala industrial na China no atual período 2010-2015. Plano de cinco anos.
Uma simples modificação na tecnologia SNG da British Gas permitirá a produção de SNG carbono negativo a uma pressão de 60 bar e CO2 supercrítico de alta pureza a uma pressão de 150 bar, com uma perda líquida de eficiência energética próxima de zero ou com custo adicional. O GSN com carbono negativo pode ser utilizado para gerar eletricidade com carbono negativo a um custo inferior ao do gás fóssil ou da eletricidade existentes. Uma vez que tanto a eletricidade como o gás podem ser descarbonizados com a mesma facilidade e com custos quase iguais, não há necessidade de introduzir EPS oneroso, a fim de "espremer" fortemente a geração de eletricidade a gás para fora da rede até 2030. propôs que metas tecnologicamente neutras em matéria de energias renováveis e descarbonização sejam introduzidas tanto para o gás de baixo carbono como para a eletricidade, com Contratos por Diferenças tanto para o gás de baixo carbono como para a eletricidade de baixo carbono, os "preços de exercício" relativos serão estabelecidos com referência à relação histórica entre o preço do gás e da electricidade. Isto distribuirá de forma equitativa a descarbonização rentável pelas redes de gás e eletricidade e pelas infraestruturas associadas.
A versão final promulgada da Lei da Energia de 2013 incluiu uma alteração tardia: Anexo 4 à Secção 57 da Lei. O Anexo 4 permite que qualquer instalação de gaseificação, instalação de CAC e duas ou mais centrais elétricas associadas, ou qualquer parte das mesmas, sejam consideradas como um sistema único para a determinação das emissões antropogénicas líquidas de CO2 e da produção de eletricidade com baixo teor de carbono. O Programa não diz nada sobre que combustível pode ser utilizado para gaseificação; como as centrais de gaseificação e CAC funcionam ou estão interligadas, e que tipo de vetor de energia gasosa flui das centrais de gaseificação e CAC para as duas ou mais centrais elétricas, ou qualquer parte delas. Normalmente, os transportadores de energia gasosos utilizados para geração de energia são: Syngas (também conhecido como Syngas ou Towns Gas - uma mistura de CO, CO2, H2 e CH4); Hidrogênio (H2) ou metano (também conhecido como gás natural, gás natural sintético ou biometano - CH4).
Qualquer um dos transportadores de gás acima poderia cumprir os termos do Anexo 4. Na realidade, a única rede de transporte de gás no Reino Unido que liga duas ou mais centrais eléctricas é a rede de gás existente no Reino Unido. Portanto, desde que o metano injectado na rede tenha as suas emissões antropogénicas de carbono compensadas na fonte através da utilização de combustíveis biogénicos, CCS, ou uma combinação de ambos, esse metano cumprirá os termos da Lei da Energia, e os geradores que queimem esse gás para produzir electricidade de baixo carbono serão elegíveis para apoio através de Contratos por Diferenças. O DECC confirmou que tal esquema é elegível para apoio do CfD.
Uma vez que o metano de compensação de carbono injectado na rede de transporte de gás de alta pressão será distribuído igualmente por todos os utilizadores finais de gás – transportes, calor, indústria e geradores de energia – as receitas acrescidas obtidas pelas centrais eléctricas a gás apoiadas pelo CfD podem ser utilizadas para financiar a descarbonização da rede de gás.