CCUS: легко не будет
ТЕХНОЛОГИИ / #1_2025
Записала Надежда ФЕТИСОВА / Фото: WA Parish, Sask Power, Equinor, Real Invest
Угольная электростанция W. A. Parish, на которой реализован проект CCUS по улавливанию CO2
Технологии улавливания, утилизации и хранения углекислого газа (CCUS) — одна из самых обсуждаемых тем в области «зеленой» энергетики. При всех их неоспоримых плюсах очевидны и слабые места, в первую очередь дороговизна и сложность внедрения. Старший аналитик Центра по энергопереходу и ESG Сколковского института науки и технологий Екатерина Грушевенко рассказывает о том, как работают технологии, какие крупнейшие проекты реализуются на их основе во всем мире и каковы перспективы.
Словарь
Технологии CCUS (Carbon Capture, Utilization and Storage) включают:
Также существуют еще два понятия: CCS — ул2авливание и хранение СО2; и CCU — улавливание и полезное использование СО2.
- улавливание углекислого газа (CO2) при сжигании топлива или в промышленных процессах,
- транспортировку этого CО2,
- его использование либо постоянное хранение глубоко под землей.
Также существуют еще два понятия: CCS — ул2авливание и хранение СО2; и CCU — улавливание и полезное использование СО2.
Технологии CCUS возникли более 100 лет назад. Первоначально они применялись на газовых месторождениях для очистки метана от углекислого газа.
Позже, в начале 1970‑х годов, когда на повестку дня вышли вопросы изменения климата, CCUS стали применять более точечно, в частности, для улавливания СО2 на электростанциях и промышленных предприятиях. В начале 1970‑х годов в Техасе начали использовать уловленный CO2 для повышения нефтеотдачи, что стало прототипом полной цепочки CCUS.
Бурное развитие CCUS получили в 1990—2000‑х годах, с интенсификацией климатической повестки. В 1996 году стартовал норвежский проект Sleipner, в 2000‑м — канадский проект Weyburn-Midale (хранение углекислого газа).
В начале 2010‑х, одновременно со скачком цен на нефть и активным развитием газового рынка, интерес к улавливанию углекислого газа несколько снизился. Однако в 2015 году, после подписания Парижского соглашения по климату, это направление получило второй шанс. В специальном докладе МГЭИК 2018 года подчеркнута необходимость достижения нулевых чистых выбросов к 2050 году.
Позже, в начале 1970‑х годов, когда на повестку дня вышли вопросы изменения климата, CCUS стали применять более точечно, в частности, для улавливания СО2 на электростанциях и промышленных предприятиях. В начале 1970‑х годов в Техасе начали использовать уловленный CO2 для повышения нефтеотдачи, что стало прототипом полной цепочки CCUS.
Бурное развитие CCUS получили в 1990—2000‑х годах, с интенсификацией климатической повестки. В 1996 году стартовал норвежский проект Sleipner, в 2000‑м — канадский проект Weyburn-Midale (хранение углекислого газа).
В начале 2010‑х, одновременно со скачком цен на нефть и активным развитием газового рынка, интерес к улавливанию углекислого газа несколько снизился. Однако в 2015 году, после подписания Парижского соглашения по климату, это направление получило второй шанс. В специальном докладе МГЭИК 2018 года подчеркнута необходимость достижения нулевых чистых выбросов к 2050 году.
От улавливания до закачки
Технологическая цепочка CCUS состоит из нескольких этапов.
Первый этап — определение источника углекислого газа. Он может быть как точечным, так и мобильным. Сегодняшние технологии в основном рассчитаны на источники первого типа, например, электростанции и промышленные производства. Третий тип источника — атмосфера.
Второй этап — собственно улавливание СО2 и его очистка. Ключевые технологии улавливания СО2 делятся на две категории: до и после сжигания ископаемого топлива. Сегодня наиболее распространена вторая категория. Например, на электростанциях после сжигания угля или природного газа захват СО2 производится с помощью растворителей (амины [самые распространенные], неводные растворители, растворители на карбонатной основе и с фазовым переходов), сорбентов (низко-, средне- и высокотемпературных, с диапазоном температур от 200 °C) или специальных мембран. Пока что мембраны довольно дорогие, но разрабатываются более приемлемые для экономики варианты. В России из-за санкций есть проблемы с производством мембран, что ограничивает их применение. Также прорабатывается ряд новых концепций с гибридными технологиями.
Третий этап — транспортировка. Ключевые моменты здесь — тщательная очистка, сжатие и осушка СО2, так как он обладает сильными коррозионными свойствами. Чем выше степень осушки и чистоты углекислого газа, тем меньше риск повреждения трубопроводов и цистерн.
Существует несколько способов транспортировки: судами, по трубопроводам, а также железнодорожным и автомобильным транспортом в цистернах. Самый технологически доступный вариант — трубопровод.
Наконец, на финальном этапе возможны две опции. Первая — долгосрочное хранение СО2. Для этого газ закачивают под землю, например, в истощенные нефтегазовые коллекторы, угольные шахты, соленосные водяные пласты.
Вторая опция — использование СО2. Существует множество сфер его применения, например, производство газированных напитков, аммиака, синтетических топлив.
Универсального способа утилизации CO2 нет. В зависимости от отрасли, местоположения и других ограничений одна или несколько технологий могут подходить лучше, чем другие.
Первый этап — определение источника углекислого газа. Он может быть как точечным, так и мобильным. Сегодняшние технологии в основном рассчитаны на источники первого типа, например, электростанции и промышленные производства. Третий тип источника — атмосфера.
Второй этап — собственно улавливание СО2 и его очистка. Ключевые технологии улавливания СО2 делятся на две категории: до и после сжигания ископаемого топлива. Сегодня наиболее распространена вторая категория. Например, на электростанциях после сжигания угля или природного газа захват СО2 производится с помощью растворителей (амины [самые распространенные], неводные растворители, растворители на карбонатной основе и с фазовым переходов), сорбентов (низко-, средне- и высокотемпературных, с диапазоном температур от 200 °C) или специальных мембран. Пока что мембраны довольно дорогие, но разрабатываются более приемлемые для экономики варианты. В России из-за санкций есть проблемы с производством мембран, что ограничивает их применение. Также прорабатывается ряд новых концепций с гибридными технологиями.
Третий этап — транспортировка. Ключевые моменты здесь — тщательная очистка, сжатие и осушка СО2, так как он обладает сильными коррозионными свойствами. Чем выше степень осушки и чистоты углекислого газа, тем меньше риск повреждения трубопроводов и цистерн.
Существует несколько способов транспортировки: судами, по трубопроводам, а также железнодорожным и автомобильным транспортом в цистернах. Самый технологически доступный вариант — трубопровод.
Наконец, на финальном этапе возможны две опции. Первая — долгосрочное хранение СО2. Для этого газ закачивают под землю, например, в истощенные нефтегазовые коллекторы, угольные шахты, соленосные водяные пласты.
Вторая опция — использование СО2. Существует множество сфер его применения, например, производство газированных напитков, аммиака, синтетических топлив.
Универсального способа утилизации CO2 нет. В зависимости от отрасли, местоположения и других ограничений одна или несколько технологий могут подходить лучше, чем другие.
Уловить на ходу
Технологии улавливания углекислого газа из мобильных источников находятся на ранней стадии развития. Ими занимается, например, одна из крупнейших нефтяных компаний мира Saudi Aramco (Саудовская Аравия). Основное внимание уделяется крупным транспортным средствам. Вероятно, первыми объектами для внедрения технологий станут суда, но и здесь много сложностей. В области морских перевозок одно из важнейших требований — оптимизация размеров судна для размещения максимального количества грузов. Системы улавливания CO2 «съедят» довольно много места, что скажется на эффективности логистики. Так что насколько перевозчики будут заинтересованы во внедрении этих технологий — большой вопрос. А установка подобных систем, к примеру, на автомобилях пока видится и вовсе нереалистичной.
Что есть, что будет?
В 2024 году в мире насчитывалось всего около 40 реально работающих проектов CCUS. Плановых и утвержденных — значительно больше, их суммарная мощность — около 350 млн тонн. Однако большая часть проектов пока не подтверждена, и инвестиционные решения по ним не приняты. Будут ли все они реализованы с учетом текущей экономической ситуации в мире — большой вопрос.
Первое в мире специализированное хранилище CO2 — норвежское Sleipner. «Захваченный» газ закачивается в оффшорный резервуар. В год закачивается порядка 0,85 млн тонн СО2, всего с момента начала эксплуатации закачано — порядка 17 млн тонн СО2.
Вторым норвежским оффшорным проектом по хранению СО2 стал проект, неализованный на заводе СПГ в Хаммерфесте. CO2 транспортируется по трубопроводу обратно на месторождение Snøhvit, где закачивается в резервуар. Ежегодно на заводе улавливается 0,7 млн тонн CO2. С 2008 года на месторождении отправлено на хранение более 4 млн тонн СО2.
Активно развивают CCUS-проекты Нидерланды: здесь действует демонстрационный проект K‑12B (мощность 0,02 млн тонн СО2 в год), а также на разных стадиях находятся проекты Porthos, Athos, Aramis и H2M. Страна планирует довести свои мощности по улавливанию и хранению СО2 до 19 млн тонн в год к 2030 году.
США — пионер в области внедрения проектов CCUS. Сегодня, по данным Global CCUS Institute, в США и Канаде сконцентрировано 70 % от общего числа проектов CCUS в мире, а их мощность составляет 50 % от глобальной. В США находятся два крупнейших в мире проекта по улавливанию СО2: газоперерабатывающие заводы Shute Creek (принадлежит ExxonMobil, мощность 7 млн тонн в год) и Century Plant (принадлежит Occidental Petroleum, мощность 5 млн тонн в год). СО2, полученный с обоих заводов, используется для повышения нефтеотдачи пластов на американских месторождениях.
В 2024 году в мире насчитывалось всего около 40 реально работающих проектов CCUS. Плановых и утвержденных — значительно больше, их суммарная мощность — около 350 млн тонн. Однако большая часть проектов пока не подтверждена, и инвестиционные решения по ним не приняты. Будут ли все они реализованы с учетом текущей экономической ситуации в мире — большой вопрос.
Первое в мире специализированное хранилище CO2 — норвежское Sleipner. «Захваченный» газ закачивается в оффшорный резервуар. В год закачивается порядка 0,85 млн тонн СО2, всего с момента начала эксплуатации закачано — порядка 17 млн тонн СО2.
Вторым норвежским оффшорным проектом по хранению СО2 стал проект, неализованный на заводе СПГ в Хаммерфесте. CO2 транспортируется по трубопроводу обратно на месторождение Snøhvit, где закачивается в резервуар. Ежегодно на заводе улавливается 0,7 млн тонн CO2. С 2008 года на месторождении отправлено на хранение более 4 млн тонн СО2.
Активно развивают CCUS-проекты Нидерланды: здесь действует демонстрационный проект K‑12B (мощность 0,02 млн тонн СО2 в год), а также на разных стадиях находятся проекты Porthos, Athos, Aramis и H2M. Страна планирует довести свои мощности по улавливанию и хранению СО2 до 19 млн тонн в год к 2030 году.
США — пионер в области внедрения проектов CCUS. Сегодня, по данным Global CCUS Institute, в США и Канаде сконцентрировано 70 % от общего числа проектов CCUS в мире, а их мощность составляет 50 % от глобальной. В США находятся два крупнейших в мире проекта по улавливанию СО2: газоперерабатывающие заводы Shute Creek (принадлежит ExxonMobil, мощность 7 млн тонн в год) и Century Plant (принадлежит Occidental Petroleum, мощность 5 млн тонн в год). СО2, полученный с обоих заводов, используется для повышения нефтеотдачи пластов на американских месторождениях.
Проекты CCUS
Мощность действующих крупных установок по улавливанию и хранению углерода в мире по состоянию на 2023 г., млн тонн в год
В Азиатско-Тихоокеанском регионе страны — лидеры в области CCUS-проектов — Австралия, Китай и Япония.
В Австралии в 2019 году был запущен проект улавливания СО2 на заводе СПГ Gorgon, расположенном на острове Барроу, в 50 км к северо-западу от штата Западная Австралия. Двуокись углерода, получаемая в ходе подготовки газа для сжижения, улавливается и затем закачивается в формации песчаников. Этот проект должен стать одним из крупнейших в мире — на «полке» объемы улавливания и хранения СО2 составят 4 млн тонн в год.
В Китае CCUS развиваются уже больше 20 лет, здесь действует много проектов в сферах производства метанола, переработки природного газа, электроэнергетики. Есть и несколько коммерческих проектов, цель которых — увеличение нефтеотдачи пластов: на нефтяном месторождении в провинции Цзилинь, а также на метанольном заводе в Карамае. В 2021 году одна из крупнейших китайских нефтегазовых компаний Sinopec запустила самыйо крупный в стране проект по улавливанию СO2 мощностью 1 млн тонн в год: газ будет закачиваться в нефтяное месторождение Шэнли.
В Японии уже семь лет работает пилотный проект Osaki CoolGen: сжигание угля на угольной ТЭЦ производится в кислородной среде с последующим улавливанием СО2.
Два «крепких орешка» для декарбонизации — сталелитейная и цементная промышленность. Первые проекты CCUS в этих отраслях уже запущены: в Абу-Даби (ОАЭ) с 2016 года действует коммерческий проект по захвату СО2 на сталелитейном заводе мощностью 0,8 млн тонн СО2 в год. Газ отправляется на нефтепромышленные объекты для повышения эффективности нефтеотдачи пластов. А на острове Тайвань, на цементном заводе, уже больше 10 лет работает мощная демонстрационная установка по улавливанию СО2.
Для упрощения логистики во многих странах реализуются модели хабов: выбирается регион с высокой концентрацией промышленных предприятий, на которых можно улавливать СО2; затем газ транспортируется по специально созданному СО2‑проводу к месту закачки. Такая модель наиболее экономически выгодна.
Транспортные хабы по CCUS-проектам работают в Канаде, на Ближнем Востоке и в Северной Европе (с дальнейшим хранением СО2 в шельфе Норвегии).
В России углекислый газ пока не улавливается и не используется. Планы развития CCUS были у «НОВАТЭКа», «Лукойла», металлургических предприятий. Есть интересный отечественный кейс: Нижегородский государственный технический университет им. Р. Е. Алексеева разработал технологию CCUS, на ее основе компания «Реал-Инвест» изготовила оборудование. Установка заработала в 2019 году на одной из электростанций Нижнего Новгорода. В компании заявили, что установка превосходит импортные аналоги как по дешевизне, так и по производительности. Себестоимость удалось снизить за счет уменьшения металлоемкости. Однако информации пока недостаточно для того, чтобы нпзвать этот проект успешным.
А между тем в России есть множество предпосылок для реализации подобных проектов. Во-первых, можно применить технологию аминовой очистки. В нашей стране уже накоплен значительный опыт ее использования в газоперерабатывающей промышленности. Основное оборудование для аминовой очистки можно производить на российских предприятиях. Во-вторых, в России развита научно-исследовательская база в области химической технологии.
Во-третьих, в России много истощенных нефтяных месторождений, и нефтяным компаниям было бы выгодно вернуть CO2 в пласт. Кроме того, использование технологий CCUS позволит таким компаниям диверсифицировать бизнес, интегрироваться в климатическую повестку и расширить портфель проектов. В нашей стране есть и перспективные регионы для создания крупных кластеров по улавливанию и хранению СО2, в первую очередь — Поволжье, где много как промышленных предприятий, так и истощенных месторождений. Западная Сибирь, несмотря на наличие истощенных коллекторов, менее перспективна из-за больших расстояний, на которые придется транспортировать СО2.
В Австралии в 2019 году был запущен проект улавливания СО2 на заводе СПГ Gorgon, расположенном на острове Барроу, в 50 км к северо-западу от штата Западная Австралия. Двуокись углерода, получаемая в ходе подготовки газа для сжижения, улавливается и затем закачивается в формации песчаников. Этот проект должен стать одним из крупнейших в мире — на «полке» объемы улавливания и хранения СО2 составят 4 млн тонн в год.
В Китае CCUS развиваются уже больше 20 лет, здесь действует много проектов в сферах производства метанола, переработки природного газа, электроэнергетики. Есть и несколько коммерческих проектов, цель которых — увеличение нефтеотдачи пластов: на нефтяном месторождении в провинции Цзилинь, а также на метанольном заводе в Карамае. В 2021 году одна из крупнейших китайских нефтегазовых компаний Sinopec запустила самыйо крупный в стране проект по улавливанию СO2 мощностью 1 млн тонн в год: газ будет закачиваться в нефтяное месторождение Шэнли.
В Японии уже семь лет работает пилотный проект Osaki CoolGen: сжигание угля на угольной ТЭЦ производится в кислородной среде с последующим улавливанием СО2.
Два «крепких орешка» для декарбонизации — сталелитейная и цементная промышленность. Первые проекты CCUS в этих отраслях уже запущены: в Абу-Даби (ОАЭ) с 2016 года действует коммерческий проект по захвату СО2 на сталелитейном заводе мощностью 0,8 млн тонн СО2 в год. Газ отправляется на нефтепромышленные объекты для повышения эффективности нефтеотдачи пластов. А на острове Тайвань, на цементном заводе, уже больше 10 лет работает мощная демонстрационная установка по улавливанию СО2.
Для упрощения логистики во многих странах реализуются модели хабов: выбирается регион с высокой концентрацией промышленных предприятий, на которых можно улавливать СО2; затем газ транспортируется по специально созданному СО2‑проводу к месту закачки. Такая модель наиболее экономически выгодна.
Транспортные хабы по CCUS-проектам работают в Канаде, на Ближнем Востоке и в Северной Европе (с дальнейшим хранением СО2 в шельфе Норвегии).
В России углекислый газ пока не улавливается и не используется. Планы развития CCUS были у «НОВАТЭКа», «Лукойла», металлургических предприятий. Есть интересный отечественный кейс: Нижегородский государственный технический университет им. Р. Е. Алексеева разработал технологию CCUS, на ее основе компания «Реал-Инвест» изготовила оборудование. Установка заработала в 2019 году на одной из электростанций Нижнего Новгорода. В компании заявили, что установка превосходит импортные аналоги как по дешевизне, так и по производительности. Себестоимость удалось снизить за счет уменьшения металлоемкости. Однако информации пока недостаточно для того, чтобы нпзвать этот проект успешным.
А между тем в России есть множество предпосылок для реализации подобных проектов. Во-первых, можно применить технологию аминовой очистки. В нашей стране уже накоплен значительный опыт ее использования в газоперерабатывающей промышленности. Основное оборудование для аминовой очистки можно производить на российских предприятиях. Во-вторых, в России развита научно-исследовательская база в области химической технологии.
Во-третьих, в России много истощенных нефтяных месторождений, и нефтяным компаниям было бы выгодно вернуть CO2 в пласт. Кроме того, использование технологий CCUS позволит таким компаниям диверсифицировать бизнес, интегрироваться в климатическую повестку и расширить портфель проектов. В нашей стране есть и перспективные регионы для создания крупных кластеров по улавливанию и хранению СО2, в первую очередь — Поволжье, где много как промышленных предприятий, так и истощенных месторождений. Западная Сибирь, несмотря на наличие истощенных коллекторов, менее перспективна из-за больших расстояний, на которые придется транспортировать СО2.
Запуск установки Boundary Dam для улавливания и хранения CO2 на угольной электростанции в Канаде
Считаем затраты
Общая стоимость CCUS складывается из затрат на всех этапах производственной цепочки.
Самый дорогостоящий этап — улавливание — 70−75 % от общих затрат. Диапазон цен широкий: от $ 5 за тонну уловленного СО2 (например, на месторождениях природного газа) до $ 300 за тонну (например, на предприятиях по выплавке алюминия). Даже в рамках одной отрасли, например алюминиевой промышленности, разница стоимости улавливания может составлять от $ 130 до $ 300 за тонну СО2. Эти затраты могут резко снизиться в случае, если разделение газов и выделение СО2 происходят на производствах, где концентрация CO2 очень высока (95−100 %).
Затраты на транспортировку СО2 зависят от расстояния между местом выброса газа и местом его хранения или использования. Согласно расчетам, максимальное экономически приемлемое расстояние для транспортировки СО2 — около 300 километров.
Наконец, при хранении СО2 необходимо контролировать состояние пластов, что может в долгосрочной перспективе потребовать значительных затрат.
Оценить фактическую стоимость технологий CCUS сложно по ряду причин:
Общая стоимость CCUS складывается из затрат на всех этапах производственной цепочки.
Самый дорогостоящий этап — улавливание — 70−75 % от общих затрат. Диапазон цен широкий: от $ 5 за тонну уловленного СО2 (например, на месторождениях природного газа) до $ 300 за тонну (например, на предприятиях по выплавке алюминия). Даже в рамках одной отрасли, например алюминиевой промышленности, разница стоимости улавливания может составлять от $ 130 до $ 300 за тонну СО2. Эти затраты могут резко снизиться в случае, если разделение газов и выделение СО2 происходят на производствах, где концентрация CO2 очень высока (95−100 %).
Затраты на транспортировку СО2 зависят от расстояния между местом выброса газа и местом его хранения или использования. Согласно расчетам, максимальное экономически приемлемое расстояние для транспортировки СО2 — около 300 километров.
Наконец, при хранении СО2 необходимо контролировать состояние пластов, что может в долгосрочной перспективе потребовать значительных затрат.
Оценить фактическую стоимость технологий CCUS сложно по ряду причин:
- нет эмпирических данных (сейчас в энергетическом секторе действуют только две полномасштабные установки CCUS: канадский Boundary Dam и американский Petra Nova, остальные проекты — в других секторах);
- сложно выбрать исходные условия при сравнении различных установок CCUS;
- разница курсов валют;
- разница в стоимости из-за недоступности инфраструктуры транспортировки и хранения;
- разнообразие условий эксплуатации и процессов улавливания.
Два гиганта CCUS
Boundary Dam и Petra Nova — два знаковых проекта CCUS, продемонстрировавших техническую осуществимость крупномасштабного улавливания CO2 на угольных электростанциях.
Boundary Dam расположен в провинции Саскачеван, Канада. Это первый в мире крупномасштабный проект улавливания и хранения углерода на угольной электростанции. Проект был запущен в 2014 году на энергоблоке № 3 мощностью 110 МВт. Система улавливает около 1 млн тонн CO2 в год, используя технологию аминовой очистки Shell Cansolv.
Petra Nova находится в штате Техас, США, недалеко от Хьюстона, на угольной электростанции W. A. Parish. Проект был запущен в 2017 году — тогда улавливалосьь около 1,4 млн тонн CO2 в год из дымовых газов энергоблока мощностью 240 МВт, также использовалась аминовая технология. Уловленный CO2 использовался для повышения нефтеотдачи на месторождении West Ranch. В 2020 году проект был приостановлен по экономическим причинам, связанным с падением цен на нефть во время пандемии, и повторно запущен через три года. Это стало возможным благодаря финансированию в размере $ 190 млн от министерства энергетики США в рамках двухлетней программы демонстрации технологий улавливания углерода.
Boundary Dam расположен в провинции Саскачеван, Канада. Это первый в мире крупномасштабный проект улавливания и хранения углерода на угольной электростанции. Проект был запущен в 2014 году на энергоблоке № 3 мощностью 110 МВт. Система улавливает около 1 млн тонн CO2 в год, используя технологию аминовой очистки Shell Cansolv.
Petra Nova находится в штате Техас, США, недалеко от Хьюстона, на угольной электростанции W. A. Parish. Проект был запущен в 2017 году — тогда улавливалосьь около 1,4 млн тонн CO2 в год из дымовых газов энергоблока мощностью 240 МВт, также использовалась аминовая технология. Уловленный CO2 использовался для повышения нефтеотдачи на месторождении West Ranch. В 2020 году проект был приостановлен по экономическим причинам, связанным с падением цен на нефть во время пандемии, и повторно запущен через три года. Это стало возможным благодаря финансированию в размере $ 190 млн от министерства энергетики США в рамках двухлетней программы демонстрации технологий улавливания углерода.
Калькулятор, $ 2019 / т CO2
Нужна поддержка сверху
Капитальные затраты на CCUS очень значительны — самостоятельно компаниям с такими издержками не справиться. Основой реализации CCUS проектов остается наличие рынка углеродных единиц. Однако работают и другие меры стимулирования таких проектов «сверху». Целый ряд стран уже ввели политику в области обращения с СО2 как на федеральном уровне, так и на уровне отдельных субъектов.
Самая масштабная государственная поддержка CCUS действует в США. Ее история насчитывает несколько десятков лет: первые инициативы по налоговой поддержке методов увеличения нефтеотдачи заработали еще в 1979 году. Сейчас в США действует «Инфляционный акт», предоставляющий значительные налоговые послабления компаниям, внедряющим CCUS. Так, компания может претендовать на $ 120 за тонну СО2, если реализует проект прямого захвата углерода из атмосферы для его последующего хранения в геологических формациях, и на $ 75 за тонну СО2 при его улавливании и последующем использовании для повышения нефтеотдачи пластов. Также работают местные налоговые инициативы.
В Европе главными стимулами развития проектов CCUS остаются европейская система торговли выбросами (EU ETS) и национальные системы регулирования. Так, первый в мире трансграничный проект хранения СО2 — Northern Lights на норвежском шельфе — на 75 % профинансирован из правительственных фондов, и лишь на четверть — компаниями-операторами.
Капитальные затраты на CCUS очень значительны — самостоятельно компаниям с такими издержками не справиться. Основой реализации CCUS проектов остается наличие рынка углеродных единиц. Однако работают и другие меры стимулирования таких проектов «сверху». Целый ряд стран уже ввели политику в области обращения с СО2 как на федеральном уровне, так и на уровне отдельных субъектов.
Самая масштабная государственная поддержка CCUS действует в США. Ее история насчитывает несколько десятков лет: первые инициативы по налоговой поддержке методов увеличения нефтеотдачи заработали еще в 1979 году. Сейчас в США действует «Инфляционный акт», предоставляющий значительные налоговые послабления компаниям, внедряющим CCUS. Так, компания может претендовать на $ 120 за тонну СО2, если реализует проект прямого захвата углерода из атмосферы для его последующего хранения в геологических формациях, и на $ 75 за тонну СО2 при его улавливании и последующем использовании для повышения нефтеотдачи пластов. Также работают местные налоговые инициативы.
В Европе главными стимулами развития проектов CCUS остаются европейская система торговли выбросами (EU ETS) и национальные системы регулирования. Так, первый в мире трансграничный проект хранения СО2 — Northern Lights на норвежском шельфе — на 75 % профинансирован из правительственных фондов, и лишь на четверть — компаниями-операторами.
CCUS — это дорого
Нужна поддержка сверху
Капитальные затраты на CCUS очень значительны — самостоятельно компаниям с такими издержками не справиться. Основой реализации CCUS проектов остается наличие рынка углеродных единиц. Однако работают и другие меры стимулирования таких проектов «сверху». Целый ряд стран уже ввели политику в области обращения с СО2 как на федеральном уровне, так и на уровне отдельных субъектов.
Самая масштабная государственная поддержка CCUS действует в США. Ее история насчитывает несколько десятков лет: первые инициативы по налоговой поддержке методов увеличения нефтеотдачи заработали еще в 1979 году. Сейчас в США действует «Инфляционный акт», предоставляющий значительные налоговые послабления компаниям, внедряющим CCUS. Так, компания может претендовать на $ 120 за тонну СО2, если реализует проект прямого захвата углерода из атмосферы для его последующего хранения в геологических формациях, и на $ 75 за тонну СО2 при его улавливании и последующем использовании для повышения нефтеотдачи пластов. Также работают местные налоговые инициативы.
В Европе главными стимулами развития проектов CCUS остаются европейская система торговли выбросами (EU ETS) и национальные системы регулирования. Так, первый в мире трансграничный проект хранения СО2 — Northern Lights на норвежском шельфе — на 75 % профинансирован из правительственных фондов, и лишь на четверть — компаниями-операторами.
Капитальные затраты на CCUS очень значительны — самостоятельно компаниям с такими издержками не справиться. Основой реализации CCUS проектов остается наличие рынка углеродных единиц. Однако работают и другие меры стимулирования таких проектов «сверху». Целый ряд стран уже ввели политику в области обращения с СО2 как на федеральном уровне, так и на уровне отдельных субъектов.
Самая масштабная государственная поддержка CCUS действует в США. Ее история насчитывает несколько десятков лет: первые инициативы по налоговой поддержке методов увеличения нефтеотдачи заработали еще в 1979 году. Сейчас в США действует «Инфляционный акт», предоставляющий значительные налоговые послабления компаниям, внедряющим CCUS. Так, компания может претендовать на $ 120 за тонну СО2, если реализует проект прямого захвата углерода из атмосферы для его последующего хранения в геологических формациях, и на $ 75 за тонну СО2 при его улавливании и последующем использовании для повышения нефтеотдачи пластов. Также работают местные налоговые инициативы.
В Европе главными стимулами развития проектов CCUS остаются европейская система торговли выбросами (EU ETS) и национальные системы регулирования. Так, первый в мире трансграничный проект хранения СО2 — Northern Lights на норвежском шельфе — на 75 % профинансирован из правительственных фондов, и лишь на четверть — компаниями-операторами.
Налоги на CO2 пока не работают
В Великобритании после выхода из ЕС в 2021 году была создана собственная система торговли выбросами. Она покрывает все эмиссии в рамках европейского аналога, а также полеты авиации внутри Великобритании.
В Китае в 2021 году заработала система торговли выбросами на эмиссии СО2. Сейчас стоимость единиц выбросов здесь составляет порядка $ 8 за тонну СО2. Это гораздо ниже, чем в Европе (свыше $ 60 за тонну) или, допустим, в Калифорнии (порядка $ 25 за тонну). Поэтому в Китае развивать такие проекты для бизнеса все еще невыгодно.
В Канаде действует закон о ценообразовании на загрязняющие парниковые газы, состоящий из двух частей: плата за топливо для производителей и дистрибьюторов топлива; плата для производств с выбросами более 50 тыс. тонн в год.
Научные разработки технологий CCUS ведут как крупные нефтегазовые и энергетические компании, такие как Shell и ExxonMobil, так и небольшие стартапы. Увеличение эффективности технологий CCUS видится в рамках технологических партнерств с участвием государства, компаний и научных организаций.
Существуют различные схемы таких партнерств. Например, государство может выступать в роли лидера, консолидирующего всех участников, или инвестора — но не основного, а с долей 30−70 %. Есть практики создания консорциумов, где участники определяются исходя из их специализации (транспортный оператор, оператор хранилища и т. п.).
В Китае в 2021 году заработала система торговли выбросами на эмиссии СО2. Сейчас стоимость единиц выбросов здесь составляет порядка $ 8 за тонну СО2. Это гораздо ниже, чем в Европе (свыше $ 60 за тонну) или, допустим, в Калифорнии (порядка $ 25 за тонну). Поэтому в Китае развивать такие проекты для бизнеса все еще невыгодно.
В Канаде действует закон о ценообразовании на загрязняющие парниковые газы, состоящий из двух частей: плата за топливо для производителей и дистрибьюторов топлива; плата для производств с выбросами более 50 тыс. тонн в год.
Научные разработки технологий CCUS ведут как крупные нефтегазовые и энергетические компании, такие как Shell и ExxonMobil, так и небольшие стартапы. Увеличение эффективности технологий CCUS видится в рамках технологических партнерств с участвием государства, компаний и научных организаций.
Существуют различные схемы таких партнерств. Например, государство может выступать в роли лидера, консолидирующего всех участников, или инвестора — но не основного, а с долей 30−70 %. Есть практики создания консорциумов, где участники определяются исходя из их специализации (транспортный оператор, оператор хранилища и т. п.).
Ожидание VS реальность
Если бы каждый проект CCUS, запланированный за последние 30 лет, был успешно реализован, действующая мощность улавливания CO2 в 2019 году составила бы 232 млн тонн CO2/г. Это 10 % от целевой мощности на 2030 год в «Сценарии устойчивого развития МЭА».
Однако 43 % заявленных проектов CCUS были отменены или приостановлены. Более того, из всех крупномасштабных пилотных и демонстрационных проектов (объем свыше 0,3 млн т CO2 в год) 78 % были отменены или приостановлены.
Однако 43 % заявленных проектов CCUS были отменены или приостановлены. Более того, из всех крупномасштабных пилотных и демонстрационных проектов (объем свыше 0,3 млн т CO2 в год) 78 % были отменены или приостановлены.
В России предпринимаются первые шаги в направлении регулирования этой индустрии. В 2021 году был принят закон «О геологическом хранении углерода», ИНХС РАН возглавил работу по сертификации проектов и определению ключевых юридических терминов, таких как «улавливание» и «хранение». Тем не менее единого законодательства в этой сфере в нашей стране пока нет.
Норвежская газовая морская платформа и газотранспортный узел Sleipner Riser
Риски и ограничения
Почему проектов CCUS в мире до сих пор так мало? Перечислим основные ограничивающие факторы.
Первый — высокие затраты на их реализацию. Сейчас основные средства на проекты CCUS выделяют государства, включая гранты и прямое владение государственными предприятиями, частные инвестиции привлекаются в гораздо меньшей степени. Это вполне объяснимо, учитывая все риски, высокую пороговую рентабельность и недоверие кредитных организаций. Бизнес-модели, которая могла бы обеспечить крупномасштабное частное инвестирование, пока не существует. Для прогресса в этом вопросе нужны поддерживающая нормативная база и стимулирование бизнесова со стороны правительства.
Отмечу, что в отдельных случаях экономику проектов CCUS можно улучшить. Когда концентрация CO2 велика — например, при производстве биоэтанола — его легче (и дешевле) отделить. На газовых месторождениях углекислый газ можно использовать для производства природного газа. Кроме того, есть небольшие предприятия, где выделенный углекислый газ применяют непосредственно в производственных процессах.
Второй ограничивающий фактор — низкая степень технологической готовности CCUS. Именно это стало причиной провала самого дорогостоящего из когда-либо строившихся проектов CCS в городе Кемпер (США), детища американской Southern Co. Была предпринята попытка использовать в этом проекте комплексный комбинированный цикл газификации. Уголь низкого качества должен был превращаться в природный газ и сжигаться на газотурбинной электростанции. Большая часть произведенного CO2 должна была улавливаться и продаваться нефтяным компаниям. Строительство установки началось в 2010 году. Однако вскоре все пошло не по плану: стройка сильно отставала от графика, бюджет проекта рос (по разным оценкам, окончательные затраты на проект составили от $ 7,8 до $ 9 млрд [первоначально планировалось потратить $ 2,8 млрд]). Самое главное: процесс газификации угля сопровождался рядом технических проблем, и от него пришлось отказаться. В результате сейчас установка работает только на природном газе, без улавливания CO2.
Третий фактор — географическая удаленность основных центров эмиссии СО2 от приемлемых для его хранения мест.
Четвертый фактор — экологический. У проектов CCUS собственный значительный углеродный след из-за больших энергозатрат на стадиях производства и последующей утилизации оборудования. Возникают вопросы воздействия на окружающую среду в процессе улавливания: например, при аминовой очистке используется большое количество химических веществ, которые в случае утечки могут представлять опасность для почвы и грунтовых вод. Главный риск при транспортировке — коррозия трубопроводов, цистерн и судов.
Почему проектов CCUS в мире до сих пор так мало? Перечислим основные ограничивающие факторы.
Первый — высокие затраты на их реализацию. Сейчас основные средства на проекты CCUS выделяют государства, включая гранты и прямое владение государственными предприятиями, частные инвестиции привлекаются в гораздо меньшей степени. Это вполне объяснимо, учитывая все риски, высокую пороговую рентабельность и недоверие кредитных организаций. Бизнес-модели, которая могла бы обеспечить крупномасштабное частное инвестирование, пока не существует. Для прогресса в этом вопросе нужны поддерживающая нормативная база и стимулирование бизнесова со стороны правительства.
Отмечу, что в отдельных случаях экономику проектов CCUS можно улучшить. Когда концентрация CO2 велика — например, при производстве биоэтанола — его легче (и дешевле) отделить. На газовых месторождениях углекислый газ можно использовать для производства природного газа. Кроме того, есть небольшие предприятия, где выделенный углекислый газ применяют непосредственно в производственных процессах.
Второй ограничивающий фактор — низкая степень технологической готовности CCUS. Именно это стало причиной провала самого дорогостоящего из когда-либо строившихся проектов CCS в городе Кемпер (США), детища американской Southern Co. Была предпринята попытка использовать в этом проекте комплексный комбинированный цикл газификации. Уголь низкого качества должен был превращаться в природный газ и сжигаться на газотурбинной электростанции. Большая часть произведенного CO2 должна была улавливаться и продаваться нефтяным компаниям. Строительство установки началось в 2010 году. Однако вскоре все пошло не по плану: стройка сильно отставала от графика, бюджет проекта рос (по разным оценкам, окончательные затраты на проект составили от $ 7,8 до $ 9 млрд [первоначально планировалось потратить $ 2,8 млрд]). Самое главное: процесс газификации угля сопровождался рядом технических проблем, и от него пришлось отказаться. В результате сейчас установка работает только на природном газе, без улавливания CO2.
Третий фактор — географическая удаленность основных центров эмиссии СО2 от приемлемых для его хранения мест.
Четвертый фактор — экологический. У проектов CCUS собственный значительный углеродный след из-за больших энергозатрат на стадиях производства и последующей утилизации оборудования. Возникают вопросы воздействия на окружающую среду в процессе улавливания: например, при аминовой очистке используется большое количество химических веществ, которые в случае утечки могут представлять опасность для почвы и грунтовых вод. Главный риск при транспортировке — коррозия трубопроводов, цистерн и судов.
“
«На пути к достижению международных целей CCUS — единственная группа технологий, способствующая как прямому сокращению выбросов в ключевых секторах, так и удалению CO2. Достижение чистого нуля будет практически невозможно без CCUS».
Нельзя забывать и о рисках утечек СО2 после закачки под землю. Крайне важно соблюдать глубину закачки — не менее 800 метров: на такой глубине СО2 находится в сверхкритическом состоянии и будет оставаться в пластах. Поэтому очень важен регулярный мониторинг поведения СО2 в пласте.
Кроме того, экологи обеспокоены тем, что компании используют CCUS для повышения нефтеотдачи и очистки природного газа. А продажа углеводородной продукции приводит к новым эмиссиям, и говорить о выполнении компанией климатических обязательств в таком контексте нельзя.
Пятый фактор риска для предприятия, эксплуатирующего подобные установки, — снижение КПД электростанции: установки CCUS энергозатратны. Действующие проекты показывают, что мощность электростанции может снизиться на 20−40 %. Откуда брать дополнительную энергию? Это серьезный вопрос, особенно для отдаленных мест, где электростанция может быть единственной. Кроме того, когда установка становится частью производственного цикла, ее остановка может привести к сбоям в работе электростанции.
Шестой фактор — отсутствие необходимого законодательства: в большинстве стран существующие законы либо совсем неприменимы к CCUS-проектам, либо применимы только ограниченно. Сегодня реализация любого CCUS-проекта потребует согласований в различных ведомствах и инстанциях, и многие из них могут не иметь необходимых регулирующих актов. Например, в Норвегии — европейском лидере в области проектов по закачке СО2 в морские резервуары — проекты CCUS в нефтегазовой отрасли попадают под регулирование сразу нескольких документов: Закона о нефти (необходимы лицензия на производство, условия для транспортировки, хранения и мониторинга как часть одобренного плана разработки и эксплуатации); Закона о контроле загрязнений (разрешение на закачку СО2, требования к химическому составу транспортируемого СО2, необходимость мониторинга); Закона о сборах за выбросы СО2.
Кроме того, экологи обеспокоены тем, что компании используют CCUS для повышения нефтеотдачи и очистки природного газа. А продажа углеводородной продукции приводит к новым эмиссиям, и говорить о выполнении компанией климатических обязательств в таком контексте нельзя.
Пятый фактор риска для предприятия, эксплуатирующего подобные установки, — снижение КПД электростанции: установки CCUS энергозатратны. Действующие проекты показывают, что мощность электростанции может снизиться на 20−40 %. Откуда брать дополнительную энергию? Это серьезный вопрос, особенно для отдаленных мест, где электростанция может быть единственной. Кроме того, когда установка становится частью производственного цикла, ее остановка может привести к сбоям в работе электростанции.
Шестой фактор — отсутствие необходимого законодательства: в большинстве стран существующие законы либо совсем неприменимы к CCUS-проектам, либо применимы только ограниченно. Сегодня реализация любого CCUS-проекта потребует согласований в различных ведомствах и инстанциях, и многие из них могут не иметь необходимых регулирующих актов. Например, в Норвегии — европейском лидере в области проектов по закачке СО2 в морские резервуары — проекты CCUS в нефтегазовой отрасли попадают под регулирование сразу нескольких документов: Закона о нефти (необходимы лицензия на производство, условия для транспортировки, хранения и мониторинга как часть одобренного плана разработки и эксплуатации); Закона о контроле загрязнений (разрешение на закачку СО2, требования к химическому составу транспортируемого СО2, необходимость мониторинга); Закона о сборах за выбросы СО2.
- на 138% дороже
будет достижение глобальных климатических целей без CCUS
По оценкам МГЭИК
Сложно, но необходимо
Несмотря на все сложности CCUS-проектов, у них большой потенциал — в первую очередь, в контексте принятия климатических вызовов. Важная роль этих технологий в «зеленой» повестке подчеркивается в исследованиях разных государств и ведущих международных организаций. Так, в «Европейском «зеленом» курсе CCUS названа прорывной технологией, без которой ЕС не сможет к 2030 году снизить выбросы СО2 на 55 % по сравнению с 1990 годом.
«Фишка» CCUS в том, что эти технологии, с одной стороны, снижают парниковый эффект, а с другой — позволяют традиционным источникам оставаться в игре. CCUS сглаживают энергопереход, позволяя декарбонизировать промышленность без вмешательства в основной технологический процесс.
Авторы «Сценария устойчивого развития», подготовленного МЭА в 2021 году, считают, что на CCUS будет приходиться 15 % совокупного сокращения выбросов. «Вклад CCUS будет расти по мере совершенствования технологии, снижения затрат и исчерпания более дешевых вариантов борьбы с выбросами в некоторых секторах», — отмечается в докладе.
По оценкам МГЭИК, представленным в пятом специальном отчете группы, к 2050 году мощности по улавливанию и хранению СО2 должны достичь 10−15 Гт. А BP в Energy Outlook 2020 оценивает потребность в CCUS к 2050 году от почти 4 Гт до 5,5 Гт СО2 в год. Порядка половины мощностей CCUS будет приходиться на электрогенерацию.
В целом обобщенные прогнозы показывают, что в течение ближайших 30−50 лет придется создать масштабную индустрию для улавливания, транспортировки, использования и хранения углерода; ее объем минимально оценивается как 4−5 Гт к 2050 году.
Несмотря на все сложности CCUS-проектов, у них большой потенциал — в первую очередь, в контексте принятия климатических вызовов. Важная роль этих технологий в «зеленой» повестке подчеркивается в исследованиях разных государств и ведущих международных организаций. Так, в «Европейском «зеленом» курсе CCUS названа прорывной технологией, без которой ЕС не сможет к 2030 году снизить выбросы СО2 на 55 % по сравнению с 1990 годом.
«Фишка» CCUS в том, что эти технологии, с одной стороны, снижают парниковый эффект, а с другой — позволяют традиционным источникам оставаться в игре. CCUS сглаживают энергопереход, позволяя декарбонизировать промышленность без вмешательства в основной технологический процесс.
Авторы «Сценария устойчивого развития», подготовленного МЭА в 2021 году, считают, что на CCUS будет приходиться 15 % совокупного сокращения выбросов. «Вклад CCUS будет расти по мере совершенствования технологии, снижения затрат и исчерпания более дешевых вариантов борьбы с выбросами в некоторых секторах», — отмечается в докладе.
По оценкам МГЭИК, представленным в пятом специальном отчете группы, к 2050 году мощности по улавливанию и хранению СО2 должны достичь 10−15 Гт. А BP в Energy Outlook 2020 оценивает потребность в CCUS к 2050 году от почти 4 Гт до 5,5 Гт СО2 в год. Порядка половины мощностей CCUS будет приходиться на электрогенерацию.
В целом обобщенные прогнозы показывают, что в течение ближайших 30−50 лет придется создать масштабную индустрию для улавливания, транспортировки, использования и хранения углерода; ее объем минимально оценивается как 4−5 Гт к 2050 году.
Большие планы
Необходимые мощности по улавливанию CO2 в промышленности и электроэнергетике:
Переработка CO2 в углекислоту на заводе «Технопарк Реал-Инвест», Нижегородская область
Ряд стран уже подготовили инициативы, направленные на ускоренное развитие технологий CCUS. Так, министерство торговли и промышленности Японии в 2021 году объявило о запуске Asia CCUS Network — платформы отраслевых, академических и правительственных структур, нацеленной на продвижение CCUS и улучшение бизнес-среды для их разработки по всей Азии. О намерении участвовать в этой инициативе заявили уже 13 стран, а также более 100 международных организаций, компаний, финансовых и исследовательских институтов.
Технологии CCUS могут быть интересны как нефтяникам, так и производителям конечной продукции.
Технологии CCUS могут быть интересны как нефтяникам, так и производителям конечной продукции.
Потенциальная ценность CCUS для инвесторов и лиц, принимающих решения
Сегодня применение CCUS на угольных и газовых электростанциях в среднем уступает по затратам ВЭС и СЭС, но может конкурировать с ними в кооперации с нефтегазовым сектором. Для дальнейшего развития технологий и достижения целей, обозначенных ведущими глобальными организациями, необходимы господдержка CCUS, а также их массовое удешевление. Важно и масштабирование — оно позволит снизить затраты. Например, первые проекты на угольных электростанциях оценивались в $ 80−100 за уловленную тонну СО2, а проекты, ожидаемые в ближайшие два-три года, обещают быть в два раза дешевле — около $ 40 за тонну СО2.
На мой взгляд, следующий шаг на пути к преодолению климатических вызовов — развитие технологий прямого захвата CO2 из воздуха. Антропогенная эмиссия значительно превысила возможные лимиты, поэтому достичь «чистого нуля» мало — необходимо обеспечить отрицательную эмиссию. Пока прямой захват CO2 — это очень дорого, так как концентрация газа в атмосфере во много раз меньше, чем в выбросах промышленных предприятий. Сегодня стоимость таких технологий оценивается от $ 400 до $ 1000−1200 за тонну СО2. Тем не менее ряд проектов прямого захвата CO2 из атмосферы уже работают. Первой стала швейцарская Climeworks с демонстрационным проектом, способным улавливать 900 тонн СО2 в год. Затем демонстрационные проекты схожей мощности реализовали американская Global Thermostat и канадская Carbon Engineering.
Внедрение технологий CCUS — сложная инфраструктурная задача, которую в масштабах города можно сравнить, например, со строительством водоканала, то есть стратегического элемента, без которого существование жителей окажется под угрозой. На мой взгляд, государству необходимо донести до бизнеса эту мысль: технологии CCUS жизненно важны для будущих поколений.
На мой взгляд, следующий шаг на пути к преодолению климатических вызовов — развитие технологий прямого захвата CO2 из воздуха. Антропогенная эмиссия значительно превысила возможные лимиты, поэтому достичь «чистого нуля» мало — необходимо обеспечить отрицательную эмиссию. Пока прямой захват CO2 — это очень дорого, так как концентрация газа в атмосфере во много раз меньше, чем в выбросах промышленных предприятий. Сегодня стоимость таких технологий оценивается от $ 400 до $ 1000−1200 за тонну СО2. Тем не менее ряд проектов прямого захвата CO2 из атмосферы уже работают. Первой стала швейцарская Climeworks с демонстрационным проектом, способным улавливать 900 тонн СО2 в год. Затем демонстрационные проекты схожей мощности реализовали американская Global Thermostat и канадская Carbon Engineering.
Внедрение технологий CCUS — сложная инфраструктурная задача, которую в масштабах города можно сравнить, например, со строительством водоканала, то есть стратегического элемента, без которого существование жителей окажется под угрозой. На мой взгляд, государству необходимо донести до бизнеса эту мысль: технологии CCUS жизненно важны для будущих поколений.
ДРУГИЕ МАТЕРИАЛЫ