Первоначально являясь атрибутом энергетической моды, проекты по снижению углеродного следа становятся для нефтяных компаний способом адаптации к рискам долгосрочного сжатия нефтяного спроса, констатирует экономический обозреватель Кирилл Родионов.
Разрыв шаблона от ExxonMobil
В ноябре американская ExxonMobil объявила о намерении вложить $15 млрд в проекты по декарбонизации. Ключевым из них станет хаб по улавливанию и хранению углекислого газа в промышленной зоне Хьюстона, который к 2040 году сможет ежегодно улавливать 100 млн тонн CO2, что сопоставимо с годовыми выбросами 20 млн легковых автомобилей на бензиновых двигателях. Для его постройки ExxonMobil объединит усилия с еще десятью компаниями, в том числе нефтехимическими гигантами Dow, INEOS и LyondellBasell.
При этом в планах ExxonMobil – также нарастить мощности уже действующего хаба по улавливанию углерода в Вайоминге, инвестировать в удешевление производства водорода и использовать завод собственной канадской «дочки» Imperial Oil для начала выпуска биодизеля, выбрасывающего в атмосферу на 70% меньше CO2 в сравнении с обычным дизельным топливом.
Столь масштабная повестка – в определенной смысле «разрыв шаблона», учитывая, что ExxonMobil долгое время имела славу главного консерватора энергоперехода. В 2020 году по объему выбросов среди крупнейших мировых нефтегазовых компаний ExxonMobil (112 млн тонн эквивалента CO2, согласно подсчетам Statista) уступала лишь китайским Sinopec (170,9 млн тонн) и Petro China (167,4 млн тонн), но была далеко впереди Royal Dutch Shell (74 млн тонн), BP (45,5 млн тонн) и даже Saudi Aramco (67 млн тонн), крупнейшего в мире производителя углеводородов.
Углеродная цена маржинальности
Одна из причин такой разницы – в размахе нефтехимического бизнеса ExxonMobil: в 2020 году на долю нефтехимии пришлось 14% общей стоимости производственных активов компании. При этом в структуре ее выручки нефтехимия оказалась единственным сегментом, в котором по итогам года была зафиксирована прибыль (в размере $1,96 млрд против убытков на $20 млрд в нефтедобыче и на $1,08 млрд в нефтепереработке). Благоприятно сказалось то, что продукция нефтехимии вплоть до последнего времени была менее подвержена ценовым скачкам, нежели ископаемое сырье: в 2020 году среднегодовая цена западно-техасской нефти WTI упала на 31% (до $39 за баррель), тогда как цены на полипропилен, один из ключевых полимеров, снизилась в США лишь на 7% (до $1 386 за тонну, по подсчетам IHS Markit).
Однако обратной стороной ценовой стабильности является более высокий углеродный след: по оценке McKinsey, в структуре мировых выбросов доля нефтегазовой отрасли составляет 42%, однако из них на сегмент добычи приходится лишь 9%, включая косвенные выбросы, а 33% – на всю остальную цепочку создания добавленной стоимости с помощью уже добытых углеводородов. Наиболее длинная цепочка – именно в нефтегазохимии, поскольку сырьем для нее служат продукты переработки нефти (нафта) и газа (этан). Поэтому снизить выбросы, не отказываясь от сворачивания мощностей, в этом секторе можно только за счет технологий улавливания CO2. С этим и связан интерес к ним со стороны ExxonMobil в условиях, когда из-за распространения электромобилей и маргинализации дизельной и мазутной генерации нефтехимия может остаться единственным сектором, где в ближайшем десятилетии спрос на нефть будет продолжать расти.
Однако ставка на нефтехимию – выбор, присущий далеко не всем лидерам отрасли. К примеру, Shell диверсифицирует бизнес за счет сжиженного природного газа (СПГ): в период с 2010 по 2020 годы компания нарастила продажи СПГ почти вдвое, с 16,8 млн до 33,2 млн тонн. Для сравнения: Россия, четвертая по величине страна-производитель СПГ, в 2020 году поставила на мировой рынок 29,6 млн тонн СПГ. При этом, согласно действующей стратегии Shell, компания к середине 2020-х годов собирается нарастить годовые СПГ-мощности более чем на 7 млн тонн. Одна из причин – в сравнительно низкой углеродоемкости СПГ. Так, по оценке норвежской инжиниринговой компании Econnect Energy, использование СПГ в судоходстве влечет за собой на 60% меньше выбросов CO2, чем применение морского газойля, ставшего одним из субститутов высокосернистого мазута после его прошлогоднего запрета Международной морской организацией (IMO).
Из нефтяников – в энергетики
При этом Shell, согласно уже упомянутой стратегии, собирается сокращать добычу нефти на 1-2% в год. Причина – во все тех же выбросах CO2: в феврале компания поставила задачу снизить их к 2023 году на 6-8%, а к 2035 году – на 45% в сравнении с уровнем 2016 года. Учитывая майское решение суда Гааги, обязывающее компанию уменьшить выбросы на 45% уже к 2030 году, взяв за точку отсчета 2019 год, ей придется сокращать добычу еще более стремительно, одновременно наращивая мощности в альтернативной энергетике (ВИЭ).
Уже сегодня Shell участвует в строительстве ветровых и солнечных станций суммарной установленной мощностью в 6 и 4 гигаватт (ГВт) соответственно, что сопоставимо с мощностью всех действующих ветряков и солнечных панелей на территории Польши (6,3 ГВт и 3,9 ГВт, по данным Международного агентства по возобновляемым источникам энергии – IRENA). А к 2030 г. компания намерена нарастить продажи электричества до 560 тераватт*часов (ТВт*Ч), то есть до уровня, превышающего прошлогоднюю выработку на ветровых и солнечных станциях в ЕС (540 ТВт*Ч, по данным Ember).
Не менее амбициозные планы и у BP, которая собирается к 2030 г. довести продажи электричества до 500 ТВт*Ч (с учетом закупок у сторонних производителей), а собственные мощности в ВИЭ – до 50 ГВт, что сопоставимо с установленной мощностью наземных ветряков в Германии (54,4 ГВт, по оценке IRENA). Тем самым BP будет постепенно трансформироваться из нефтегазовой в электроэнергетическую компанию, и этот выбор не лишен смысла: из-за все того же перехода на электромобили и продолжающейся урбанизации в Индии, всерьез уступающей по доле городского населения соседнему Китаю (35% против 61% в 2020 году), спрос на электричество уже в ближайшем десятилетии будет расти быстрее, чем спрос на любой из видов ископаемого топлива.
Наконец, помимо перехода на ВИЭ, участники отрасли используют еще одну опцию для снижения углеродного следа – выращивание лесных плантаций, поглощающих CO2. Так, в 2019 году Shell совместно с шотландским агентством лесов и земель объявила о начале программы по высадке 1 млн деревьев на территории Шотландии, которая будет реализовываться в течение пяти лет. Аналогичную инициативу Shell в 2019 году запустила в Нидерландах, где до 2030 года совместно с лесным агентством Staatsbosbeheer компания осуществит высадку 5 млн деревьев. Еще более масштабная программа – у итальянской Eni, которая собирается в течение шести лет высадить 73 млн деревьев в долине Амазонки, а также задействовать под посадку леса 20 млн акров земли в Африке, что в последнем случае позволит к 2030 году ежегодно поглощать 20 млн т CO2.
Между трендом и модой
Усилия нефтяных компаний начали приносить результат еще до пандемии. Если в 2015 году глобальный прирост выбросов со стороны нефтяной отрасли составил 0,3 млрд тонн, то в 2019 году – менее 0,1 млрд тонн, согласно данным Международного энергетического агентства (МЭА). А в кризисном 2020 году отрасль и вовсе внесла ключевой вклад в декарбонизацию энергетического сектора: если угольная промышленность снизила в прошлом году выбросы CO2 на 0,6 млрд тонн, то нефтяная – на 1,2 млрд тонн, пусть даже это во многом было связано с сокращением спроса на нефть в транспортном секторе.
Восстановление спроса на нефть, произошедшее в 2021 году на фоне смягчения ковид-ограничений, наверняка «потянет» за собой и статистику выбросов. Однако из-за сдвига компаний в сторону ВИЭ и роста популярности проектов в области улавливания CO2 тренд на дальнейшее снижение углеродного следа в ближайшем десятилетии примет еще более осязаемые черты, нежели на пике пандемии. Для российских компаний это пока что означает лишь перемену энергетической моды, однако последуют ли они за ней, большой вопрос.