Экономия на декарбонизации

Кирилл ЕМЕЛЬЯНОВ
Старший консультант VYGON Consulting
e-mail: emelyanov@vygon.consulting

Никита ЗОТОВ
Консультант VYGON Consulting
e-mail: nzotov@vygon.consulting

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 СО2 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 СО2 парникового газа – метана, связанного в многолетнемерзлых породах.
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 потребителей российского углеродоинтенсивного 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 углеродоемкого 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 СО2», 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 (CCUS) [4].

Перспективная технология

Данная технология представляет собой целый комплекс мероприятий, направленных на предотвращение выбросов СО2 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 СО2 на газоперерабатывающем заводе Террелл в Техасе. На 2021 год в промышленной эксплуатации находится 27 проектов CCUS, 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 улавливания в 1,5 раза до 2030 года, что сделает проекты CCUS коммерчески более привлекательными [6].

Однако, для России отдельные составляющие технологии CCUS тоже не являются ­чем-то новым: нефтегазохимический сектор активно применяет улавливание углекислого газа при производстве карбамида из аммиака, а пилотные проекты по закачке СО2 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 реализации проектов CCUS, 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 СО2, 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 CO2

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 в оценках их емкости захоронения. Исходя из этого, достоверно представляется оценить только объем для хранения СО2 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 СО2. При захоронении всей ежегодной эмиссии углекислого газа России (1,7 Гт) [10] данной емкости хватит практически на 180 лет. C учетом водоносных горизонтов потенциал коллекторов для захоронения СО2 в России составляет от 1173 до 3813 Гт. Только для целей методов увеличения нефтеотдачи в России уже сейчас реально захоронить 23 Гт диоксида 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 CO2 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 CCUS-кластера является регион Урало-­Поволжья (рис. 3): суммарный объем эмиссии только металлургических и нефтегазохимических предприятий данного региона составляет порядка 56 млн т СО2/год, а находящаяся поблизости Волго-­Уральская НГП обладает огромным количеством ловушек нефти и газа, потенциально пригодных для применения методов увеличения нефтеотдачи и/или захоронения СО2. 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 ограничениям для утилизации углекислого газа с целью увеличения нефтеотдачи, составляет 14 Гт СО2, что может обеспечить захоронение всех выбросов от промышленных предприятий данного региона в течение 240 лет. Учитывая мотивацию в виде ТУР, металлургическая и нефтегазохимическая 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 СО2 в качестве агента МУН на месторождениях кластера, представленных в основном 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 СО2-МУН.

Эффект от захоронения CO2

Для решения поставленной задачи была построена концептуальная изотропная модель сегмента пятиточечного элемента системы разработки с заданием 7 основных компонентов: C1+, C2+, C5+, C8+, C13+, C20+, CO2. Параметры коллектора были взяты на основе данных государственного баланса запасов полезных ископаемых по Урало-­Поволжской нефтегазоносной провинции по состоянию на 01.01.2020 г. Эффективность при вытеснении углекислым газом моделировалась увеличением коэффициента вытеснения, то есть снижением остаточной нефтенасыщенности при уменьшении межфазного натяжения между вытесняющим агентом и нефтью. Кроме того, данный процесс сопровождается растворением газа в нефти и снижением ее вязкости. Однако, при СО2-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 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 CO2 в целевой пласт-­коллектор. К концу разработки естественным образом в пласте захоранивается около 60 % всего закачанного СО2. 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 СО2.
Для расчета эффективности применения проектов CCUS на месторождениях всей Волго-­Уральской НГП использовался технологический эффект от непрерывной закачки CO2: 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 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 СО2 до 2050 года. Коэффициент утилизации при этом составил 0,6 т СО2/барр. нефти.

Источник финансирования

На основе данных прогноза макроэкономических показателей Минэкономразвития от 2020 года (цена Urals – 47,5 долл./барр., курс – 73 руб./долл.), прогноза стоимости улавливания и структуры затрат по аналогичным проектам [12] был посчитан экономический эффект утилизации СО2. 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 углеродоемких производств до 15 долл./т СО2 (31–22 = 9 долл./барр. нефти /0,6 т СО2/барр. нефти = 15 долл./т СО2). Как уже отмечалось ранее, созданная инфраструктура после завершения разработки с использованием СО2-МУН может быть использована для захоронения СО2, 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 СО2 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.

Основные риски и дальнейшие шаги

К общеотраслевым рискам здесь можно отнести отсутствие должной экономической мотивации для коммерческого ведения деятельности по улавливанию и захоронению СО2. Прогнозная цена квоты на выбросы тонны СО2 в рамках EU ETS, к которой будет привязан размер платежа в рамках ТУР [13], к 2026 г. (начало выплат по ТУР) составит около 80 долл./т СО2 [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 CCUS 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 CCUS в ЕС. Для этого требуется гармонизировать 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 CO2-МУН: с учетом развитой нефтедобычи и возможных выгод такой способ является экономически оптимальным среди всех проектов CCUS.
Решение вышеперечисленных задач требует совместной работы ключевых отраслевых министерств, компаний и научного сообщества, а начинать решать их необходимо уже сейчас.