ЭКОНОМИЯ НА ДЕКАРБОНИЗАЦИИ Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

УДК 622.276.4, 622.276.6

DO110.46920/2409-5516_2021_10164_26

о

X

IZ

о

Экономия на декарбонизации

Savings on decarbonization

л

(Л

Кирилл ЕМЕЛЬЯНОВ

Старший KOHcynbTaHTVYGON Consulting

e-mail: emelyanov@vygon.consulting

Kirill EMELYANOV

SeniorconsultantVYGON Consulting e-mail: emelyanov@vygon.consulting

Никита ЗОТОВ

KOHcynbTaHTVYGON Consulting e-mail: nzotov@vygon.consulting

Nikita ZOTOV

Consultant VYGON Consulting e-mail: nzotov@vygon.consulting

Мировая нефтехимическая промышленность является одним из главных источников Источник:

выбросов С02. Завод Dow по производству полиэтилена во Фрипорте, Техас, США clui.org

Аннотация. В условиях энергоперехода российской промышленности в ближайшее время необходимо решить задачу снижения углеродного следа. Одним из возможных решений может стать развитие отечественных проектов по улавливанию, утилизации и хранению 27

углекислого газа. Такие проекты представляют особый интерес для России, поскольку одним из основных способов полезного использования С02 является последующее применение его в качестве агента в методах увеличения нефтеотдачи. Это позволит одновременно ускорить монетизацию запасов нефти и газа и снизить прямые затраты на декарбонизацию промышленности.

Ключевые слова: улавливание, утилизация и захоронение С02, методы увеличения нефтеотдачи, МУН, закачка С02,декарбонизация, трансграничноеуглеродноерегулирование, ТУР.

с

о

Abstract. Russian industry has to reduce its carbon footprint due to the energy transition. The development of carbon capture, utilization and storage projects in Russia may be one of the possible ways to achieve this goal. Such projects are interesting for the Russian industry because one of the main ways to utilize CO2 is its injection for enhanced oil recovery. It will help to monetize oil and gas reserves and, at the same time, reduce the direct costs of the industry decarbonization. Keywords: carbon capture, utilization and storage, CCS, CCUS, enhanced oil recovery, EOR, C02 injection, decarbonization, Carbon BorderAdjustmentMechanism, CBAM.

tl

Потери российской промышленности от введения ТУР составят 0,7 млрд долл./год, а к 2030 г. могут вырасти в 5 раз, доЗ,9 млрд долл./год

В условиях энергоперехода российской промышленности в ближайшее время необходимо решить задачу снижения углеродного следа. Одним из возможных решений может стать развитие отечественных проектов по улавливанию, утилизации и хранению углекислого газа. Такие проекты представляют особый интерес для России, поскольку одним из основных способов полезного использования С02 является последующее применение его в качестве

агента в методах увеличения нефтеотдачи. Это позволит одновременно ускорить монетизацию запасов нефти и газа и снизить прямые затраты на декарбонизацию промышленности.

Неизбежная декарбонизация

Авторы шестого оценочного доклада межправительственной группы по изменению климата при ООН однозначно заявляют: глобальное потепление уже здесь и, если ничего не делать для изменения климатической ситуации, то последствия для всего мира наступят уже на горизонте 20 лет [1]. С одной стороны, повышение температуры ускоряет таяние арктических льдов и увеличивает сроки навигации на маршруте Северного морского пути (СМП), что способствует экономическому росту Российской Арктики. По сравнению с Южным маршрутом через Суэцкий канал, СМП - более короткий путь из Европы в Китай: 14 тыс. км против 23 тыс. км. С другой стороны, тает также вечная мерзлота в районах крупных промышленных (в том числе нефтегазодобывающих) объектов, что уже увеличивает риски повреждения существующей инфраструктуры и выделения более опасного по сравнению с С02 парникового газа - метана, связанного в многолетне-мерзлых породах.

о с

ск <

о

Металлургические предприятия Волго-Уральского региона являются крупнейшими эмитентами выбросов С02

Источник: scanrail / Depositphotos.com

о с

CK <

о

Министр природных ресурсов и экологии Российской Федерации А. А. Козлов на IX Невском международном экологическом конгрессе заявил, что ущерб от таяния вечной мерзлоты в России оценивается в 5 трлн рублей до 2050 года. Ее деградация по оценке министра становится причиной 29 % потерь добычи углеводородов, а более 40 % объектов инфраструктуры в зоне многолетнемерзлых пород в Арктике деформировано [2].

Безусловно, для достоверной оценки необходимо провести количественный анализ выгод и потерь российской экономики от климатических аспектов глобального потепления. При этом для основных потре-

Технологии улавливания, утилизации и хранения углерода - это комплекс мероприятий, направленных на предотвращение выбросов С02 от промышленности и их безопасное захоронение в недрах земли

бителей российского углеродоинтенсив-ного экспорта - стран ЕС - никакой речи о потенциальных выгодах быть не может из-за более мягкого на настоящий момент климата.

Именно по этой причине в ЕС так озабочены влиянием изменения климата на экономику Европы. С 2005 года ЕС последовательно снижает выбросы парниковых газов через ужесточение допустимых квот на выбросы промышленных предприятий. Данная политика привела к так называемой «утечке углерода» - переносу угле-родоемкого производства из ЕС в страны без климатического регулирования. Для сохранения конкурентоспособности европейских производственных мощностей с 2026 года начнет действовать трансграничное углеродное регулирование (ТУР), затрагивающее часть углеродоемкого импорта в ЕС из других стран, в том числе из России. По оценке VYGON Consulting, выполненной в рамках исследования «CCUS: монетизация выбросов С02», суммарные потери основных отраслей российской промышленности составят 0,7 млрд долларов в год, а к 2030 году могут вырасти более чем в 5 раз до 3,9 млрд долл./ год [3]. Наиболее пострадавшими отраслями станут металлургия и нефтегазохимия. В перспективе в перечень облагаемых

отраслей возможно включение нефтепереработки из-за значительных выбросов при производстве. Полная декарбонизация этих отраслей невозможна без применения технологий улавливания, утилизации и хранения углерода (ССиЭ) [4].

Перспективная технология

Данная технология представляет собой целый комплекс мероприятий, направленных на предотвращение выбросов С02 от промышленных предприятий и их безопасное захоронение в недрах земли. Упрощенно она представлена на рис. 1. Каждая из составляющих данной технологии является хорошо изученной и применяется в мире уже почти полвека: первый коммерческий проект по транспортировке и закачке диоксида углерода в нефтяные пласты стартовал в США в 1972 г. и продолжается по сей день. В этом же году запустился и первый проект по улавливанию С02 на газоперерабатывающем заводе Тер-релл в Техасе. На 2021 год в промышленной эксплуатации находится 27 проектов ССиЭ, все они расположены за пределами России [5]. Масштабирование технологии уже приводит к снижению капитальных затрат на улавливание углекислого газа, составляющих около 70 % всех затрат по проекту. Экспертами прогнозируется дальнейшее снижение стоимости улавли-

Масштабирование технологий уже привело к снижению затрат на улавливание С02, составляющих около 70% всех затрат по проекту ССШ. До 2030 года стоимость улавливания может снизиться в 1,5 раза

вания в 1,5 раза до 2030 года, что сделает проекты ССиЭ коммерчески более привлекательными [б].

Однако, для России отдельные составляющие технологии ССиЭ тоже не являются чем-то новым: нефтегазохимический сектор активно применяет улавливание углекислого газа при производстве карбамида из аммиака, а пилотные проекты по закачке С02 в недра для увеличения нефтеотдачи реализовывали еще в 80-х годах прошлого века на четырех месторождениях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП), где получили прирост коэффициента извлечения нефти (КИН) по сравнению с традиционным заводнением 10-15 % [7].

Развитая российская нефтегазодобыча является прекрасной основой для реализа-

Рис. 1. Схематичное изображение технологии улавливания, утилизации и захоронения углекислого газа (ССиЭ)

Источник: VYGON Consulting

Эахорвнени е/У тил и за ци я

о

х

с

о

I

CD

Емкости только открытых месторождений нефти и газа достаточно для захоронения 305 Гт С02. При захоронении всей ежегодной эмиссии С02 России (1,7 Гт) этой емкости хватит на 180 лет

ции проектов ССиЭ, в том числе на основе кластеров из нескольких предприятий-эмитентов и потребителей. За продолжительную историю добычи нефти в нашей стране выявлено большое количество безопасных геологических ловушек, сложилось устойчивое понимание физики пласта и насыщающих его флюидов, появились техника и технологии закачки рабочих агентов в недра.

В условиях энергоперехода российской нефтегазодобыче в кратко- и среднесрочной перспективе предстоит решить задачу максимальной монетизации имеющихся запасов нефти и газа. Одним из вариантов

интенсификации производства на старых месторождениях является применение методов увеличения нефтеотдачи (МУН). К одному из таких методов относится закачка С02, что также является способом утилизации с параллельным захоронением. При наличии действующей инфраструктуры и безопасного геологического хранилища закачка диоксида углерода является одним из самых перспективных как с экономической, так и с экологической точек зрения.

Лидеры по емкости хранилищ С02

Достоверная оценка суммарной теоретической емкости хранилищ углекислого газа представляется крайне непростой задачей из-за большой неопределенности потенциала водоносных горизонтов. По сравнению с месторождениями углеводородов, на водоносных горизонтах гораздо меньшее количество пробуренных скважин: в основном эксплуатационным бурением охвачены только питьевые воды, которые составляют лишь малую часть всех запасов подземных вод. В связи с этим во всем мире отмечается недостаток геологических данных о водоносных бассейнах, что ведет к большому разбросу

Уфимский НПЗ

Источник: chemcomplex.ru

о с

ск <

о

В : tt.

> У *>.« т.---' .С. ,

i ' ■ "^H^ -

)f if- *

эффективная мощность, км 0

Проекты ССиБ

• - в эксплуатации и строительстве (78% - МУН) - пилотные проекты на стадии эксплуатации и проектирования а - эксплуатация приостановлена

- на стадии проектирования

- завершенные пилотные проекты

о

X

IZ

о

I

(П

Рис. 2. Теоретический потенциал захоронения С02 по регионам в осадочных бассейнах (залежи нефти и газа, водоносные горизонты и др.), Гт

Источники: МЭА, MIT, Global CCS Institute, VYGON Consulting

в оценках их емкости захоронения. Исходя из этого, достоверно представляется оценить только объем для хранения С02 в нефтяных и газовых залежах. По оценке ряда [8, 9] источников, Россия обладает наибольшей емкостью геологических хранилищ. Сравнение с другими странами и регионами приведено на рис. 2.

По нашей оценке, емкости только открытых месторождений нефти и газа достаточно для захоронения 305 Гт С02. При захоронении всей ежегодной эмиссии углекислого газа России (1,7 Гт) [10] данной емкости хватит практически на 180 лет. С учетом водоносных горизонтов потенциал коллекторов для захоронения С02 в России составляет от 1173 до 3813 Гт. Только для целей методов увеличения нефтеотдачи в России уже сейчас реально захоронить 23 Гтдиоксида углерода.

Кластеры как основа будущей отрасли

России, обладающей наибольшим потенциалом по хранению углекислого газа, необходимо использовать весь мировой накопленный опыт в сфере проектов CCUS

и начать внедрять данные технологии с учетом дополнительных выгод от использования С02 в качестве агента МУН. Такие проекты развиваются на основе кластеров, связывающих несколько эмитентов и геологических хранилищ единой транспортной системой.

Одним из самых перспективных регионов для создания ССиЭ-кластера является регион Урало-Поволжья (рис. 3): суммарный объем эмиссии только металлургических и нефтегазохимических предприятий данного региона составляет порядка

Одним из самых перспективных регионов для создания ССиБ-кластера является регион Урало-Поволжья: эмиссия его металлургических и нефтегазохимических предприятий составляет 56 млн т С02 /год

о с

CK <

о

о

X

IZ

о

56 млн т С02/год, а находящаяся поблизости Волго-Уральская НГП обладает огромным количеством ловушек нефти и газа, потенциально пригодных для применения методов увеличения нефтеотдачи и/или захоронения С02. Данный перспективный кластер может стать основой для новой низкоуглеродной отрасли в России.

По нашей оценке, проведенной объемным методом, емкость действующих нефтяных месторождений Волго-Уральской НГП, подходящих по техническим огра-

разрабатываемыми залежами позволит не только снизить выбросы углекислого газа, но и повысить как текущую добычу нефти, так и конечный коэффициент ее извлечения. Оценка технологического эффекта утилизации диоксида углерода на месторождениях Волго-Уральской НГП была проведена при помощи трехмерного композиционного гидродинамического моделирования, что является лучшей практикой в прогнозировании эффекта применения С02-МУН.

л

(П

Ульяновске Саратад^ Волгоград

^СТЭЕ^П!

¿и' ш

■ .Ханты-Мачрйййн

^Уфл ^bjfTe^mGypr ьТю^иь *Чь-л8анск

о фаснаярсн

Крупные предприятия:

• Нефтепереработки

■ Черной металлургии

■ Химической промышленности (аммиак)

Волго-Уральская НГП (объем эмиссии С02 28 млн т/г.) Потенциальный кластер (объем эмиссии С02 40 млн т/г.)

Рис. 3. Карта разрабатываемых месторождений углеводородного сырья и основные предприятия-эмитенты С02

Источники:

ИАЦ «Минерал», VYGON Consulting

о с

ск <

о

ничениям для утилизации углекислого газа с целью увеличения нефтеотдачи, составляет 14 Гт С02, что может обеспечить захоронение всех выбросов от промышленных предприятий данного региона в течение 240 лет. Учитывая мотивацию в виде ТУР, металлургическая и нефте-газохимическая отрасли должны быть наиболее заинтересованными в снижении углеродной интенсивности производимой продукции. Этого можно добиться за счет синергетического взаимодействия с нефтегазодобывающей отраслью в рамках реализации проектов CCUS.

Потенциальное применение С02 в качестве агента МУН на месторождениях кластера, представленных в основном

Эффект от захоронения С02

Для решения поставленной задачи была построена концептуальная изотропная модель сегмента пятиточечного элемента системы разработки с заданием 7 основных компонентов: С1+, С2+, С5+, С8+, С13+, С20+, С02. Параметры коллектора были взяты на основе данных государственного баланса запасов полезных ископаемых по Урало-Поволжской нефтегазоносной провинции по состоянию на 01.01.2019 г. Эффективность при вытеснении углекислым газом моделировалась увеличением коэффициента вытеснения, то есть снижением остаточной нефтена-

Ельниковское месторождение нефти, Удмуртия Источник:папдз.огд

сыщенности при уменьшении межфазного натяжения между вытесняющим агентом и нефтью. Кроме того, данный процесс сопровождается растворением газа в нефти и снижением ее вязкости. Однако, при С02-МУН по сравнению с заводнением отмечается снижение коэффициента охвата вследствие более высокой подвижности диоксида углерода относительно воды. Данный эффект был учтен в нашей работе на основании анализа международного опыта применения газовых МУН [11].

Расчеты в гидродинамической модели были выполнены для трех вариантов: базовый (закачка воды), с непрерывной закачкой углекислого газа, с попеременной

Прирост КИН для Волго-Уральской нефтегазовой провинции за счет утилизации С02 составит около 5 % и позволит дополнительно добыть 123 млн т нефти и захоронить 0,53 Гт С02 до 2050 года

закачкой углекислого газа и воды (ВГВ). В модели переход с заводнения на один из МУН, исследуемых в данной работе, происходил при достижении текущей средней степени выработки Волго-Уральской НГП. По нашим расчетам в рассматриваемом регионе максимальный прирост КИН относительно заводнения может составлять до 30 % в случае непрерывной закачки С02 в целевой пласт-коллектор. К концу разработки естественным образом в пласте захоранивается около 60 % всего закачанного С02. Часть диоксида углерода прорывается вместе с добываемой нефтью, поэтому должна быть предусмотрена его обратная закачка в пласт. В таком случае будет обеспечено 100 % захоронение всего использованного С02.

Для расчета эффективности применения проектов ССиЭ на месторождениях всей Волго-Уральской НГП использовался технологический эффект от непрерывной закачки С02: модельные результаты были отмасштабированы на все разрабатываемые подсчетные объекты провинции, удовлетворяющие критериям реализации смешивающегося вытеснения (около 4,5 тыс. подсчетных объектов). При масштабировании была использована зависимость прироста КИН и относительного прироста текущей добычи от закачанных поровых

о с

ск <

о

о

X

с

о

I

CD

При цене Urals в 48 долл./барр. и отсутствии стимула в виде платежей по ТУР компаниям невыгодно заниматься улавливанием С02 для МУН, себестоимость такой нефти будет равна 49 долл./барр.

объемов, полученная при композиционном гидродинамическом моделировании. Данные зависимости масштабировались с учетом текущей добычи, приемистости, порового объема и степени выработки запасов.

В качестве ограничения использовался потенциальный объем углекислого газа, выбрасываемый металлургическими и нефтегазохимическими предприятиями Волго-Уральского кластера и превышающий допустимый объем эмиссии по стандартам ЕС (бенчмарк). Предполагается, что данный объем выбросов при

экспорте облагается платежом в рамках ТУР, поэтому улавливать его экономически целесообразно. Также в модели было заложено постепенное снижение допустимого уровня выбросов, так как бенчмарк ЕС ужесточается с каждым годом. Уровень выбросов углекислого газа от промышленных предприятий при этом был принят как постоянный. Расчет начинается с 2026 г., так как, по нашей оценке, данный год наиболее благоприятный с макроэкономической (ввод платежей от ТУР) и технологической (завершение строительства установок по улавливанию) точек зрения.

По нашим расчетам, прирост КИН для всей Волго-Уральской НГП за счет утилизации пойманного углекислого газа с металлургических и нефтегазохимических предприятий анализируемого региона составит около 5 % и позволит дополнительно добыть 123 млн т (898 млн барр.) нефти и захоронить 0,53 Гт С02 до 2050 года. Коэффициент утилизации при этом составил 0,6 т С02/барр. нефти.

Источник финансирования

На основе данных прогноза макроэкономических показателей Минэкономразвития от 2020 года (цена Urals - 47,5

12

Можно покрыть часть затрат эмитента

Структура стоимости

дополнительно добываемой нефти

Улавливание и транспортировка

для эмитентов с учётом утилизации

о

X

с

о

л

(Л

Рис. 4. Сопоставление структуры полной стоимости дополнительно добываемой нефти от С02-МУН и полной стоимости улавливания и транспортировки для эмитентов, долл./барр.

Источники: Министерство энергетики РФ, Shell, Zero Emissions Platform, IEAGHG, VYGON Consulting

долл./барр., курс - 73 руб./долл.), прогноза стоимости улавливания и структуры затрат по аналогичным проектам [12] был посчитан экономический эффект утилизации С02. Результаты представлены на рис. 4.

Для создания данного кластера необходимы инвестиции в размере 27 млрд долларов, из которых 17 млрд долларов составят капитальные затраты. Такая внушительная инвестиция не может быть осуществлена без государственной поддержки: предполагается, что налоговые поступления от дополнительно добытой нефти можно направить на субсидирование проектов по улавливанию углекислого газа на промышленных предприятиях. Данная мера позволит сократить прямые инвестиции в декарбонизацию углеродоем-ких производств до 15 долл./т С02 (31-22 = 9 долл./барр. нефти /0,6 т С02/барр. нефти = 15 долл./т С02). Как уже отмечалось ранее, созданная инфраструктура после завершения разработки с использованием С02-МУН может быть использована для захоронения С02, в том числе и в водоносных пластах.

Также из результатов расчета видно, что при прогнозной цене Urals в 48 долл./барр. и отсутствии стимула в виде платежей в рамках ТУР нефтяным компаниям невыгодно самостоятельно заниматься улавливанием С02 для МУН, так как без учета налогов и собственного дохода

себестоимость такой нефти будет равна 49 долл./барр. (12+1+3+2+31 = 49). С учетом налоговой нагрузки минимальная цена Urals для осуществления всей цепочки проекта CCUS силами нефтедобывающих компаний должна быть выше 90 долл./барр. Исходя из этого, становится очевидной необходимость синергетического взаимодействия предприятий эмитентов, подпадающих под ТУР, и нефтедобывающих компаний с целью нахождения экономически оптимального решения задачи декарбонизации. В свою очередь, создание благоприятных условий для развития отрасли CCUS в России требует снижения влияния как общеотраслевых, так и специальных рисков.

Прогнозная цена квоты на выбросы тонны С02, к которой будет привязан платеж ТУР, к 2026 г. составит около 80 долл./т С02 и превысит среднюю стоимость улавливания тонны углекислого газа

о с

CK <

о

Основные риски и дальнейшие шаги

о

X

с

о

л

(Л

К общеотраслевым рискам здесь можно отнести отсутствие должной экономической мотивации для коммерческого ведения деятельности по улавливанию и захоронению С02. Прогнозная цена квоты на выбросы тонны С02 в рамках Е11 ЕТЭ, к которой будет привязан размер платежа в рамках ТУР [13], к 2026 г. (начало выплат по ТУР) составит около 80 долл./т С02 [14] и превысит среднюю стоимость улавливания тонны углекислого газа. Это делает целесообразным начало промышленного внедрения технологий улавливания в металлургическом и нефтегазохимическом производствах. Первые промышленные проекты ССиЭ необходимо ввести уже в 2026 году, а перед этим необходимо провести научно-исследовательские и опытно-промышленные работы, требующие инвестиций. Государству, являющемуся одним из выгодоприобретателей от ведения эффективной экономической деятельности хозяйствующих в нем субъектов, стоит выступить одним из соинвесторов таких работ для сохранения конкурентоспособности отечественной продукции на зарубежных рынках и, как следствие, уровня бюджетных поступлений.

Важнейшим специальным риском является признание российских проектов ССиЭ в ЕС. Для этого требуется гармонизировать

Первые промышленные проекты ССИБ необходимо подготовить и ввести уже в 2026 году. Государству, как основному выгодоприобретателю, стоит выступить одним из соинвесторов таких работ

подходы к учету выброшенных и захороненных объемов углекислого газа, утвердить принципы выбора безопасного геологического хранилища, обеспечить верификацию таких данных независимыми аудиторами. Для нужд будущей отрасли необходимо создать полноценную нормативную базу, включая новый вид недропользования, правила захоронения и соответствующие регламенты. Нуждается в отдельной проработке с ЕС и вопрос признания захоронения при С02-МУН: с учетом развитой нефтедобычи и возможных выгод такой способ является экономически оптимальным среди всех проектов ССиЭ.

Решение вышеперечисленных задач требует совместной работы ключевых отраслевых министерств, компаний и научного сообщества, а начинать решать их необходимо уже сейчас.

Использованные источники

о с

CK <

о

IPCC - Masson-Delmotte, V., Р. Zhai, et а/., «Climate Change 2021: The Physical Science Basis. Contribution of Working Group / to the Sixth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change», Cambridge University Press, 2021. Козлов A.A. Круглый стол на тему «Арктика: актуальные экологические вопросы», Санкт-Петербург, 2021. Клубков С.В., Емельянов К.В., Зотов Н.Ю. CCUS: монетизация выбросов C02/VYG0N Consulting, 2021. URL: https:// vygon.consulting/products/issue-1911/. IEA. Transforming Industry through CCUS, 2019. Global CCS Institute. Global Status ofCCS 2020, 2020. METI. Whatis CCUS Technology?, 2020. Афанасьев C.B., Волков B.A., Прохоров П.З., Турапин A.H. «Зеленые» технологии в нефтегазодобыче. Самара, 2018. J. Kearns, G. Teletzke, J. Palmer, etal. Developing a Consistent Database for Regional Geologic C02 Storage Capacity Worldwide. Lausanne, Switzerland, 2017.

9. IEA. The world has vast capacity to store C02: Net zero means we'll need it, 2021.

10. ФГБУ «ИГКЭ», Росгидромет. Национальный доклад о кадастре антропогенных выбросов из источников и абсорбции поглотителями парниковых газов не регулируемых Монреальским протоколом за 1990-2019 гг., 2021.

11. Healy, Holstein, and Batycky. Status ofMisclble Flooding Technology, 14th World Petroleum Congress, Stavanger, Norway, 1994.

12. Shell General Manager CCS&C02 - Wilfried Maas, Quest CCS Project Costs, IEAGHG CCS Cost Network Workshop, London, 2017.

13. European Commission, Regulation of the European parliament and of the council establishing a carbon border adjustment mechanism, 2021.

14. Bloomberg NER Europe C02 Prices May Rise More Than 50% by 2030, 2021.

2.