Сегодня, когда борьба с изменением климата становится центральной темой многих международных встреч и обсуждений, и бизнес, и государства активно ищут эффективные методы снижения выбросов. На текущий момент основные усилия направлены на сокращение эмиссии СО2 как основного источника парникового эффекта, хоть и не самого опасного (например, оксид азота имеет потенциал глобального потепления в 298 раз выше, чем углекислый газ). Чтобы снизить углеродный след, компании диверсифицируют свои портфели, включая в них зеленые проекты (солнечная, ветряная энергетика и т. д.), или используют различные механизмы компенсации выбросов. Одним из таких механизмов являются технологии по улавливанию и хранению СО2 (carbon capture and storage, CCS).
Технологии улавливания
Несмотря на то, что технологии CCS существуют уже более 50 лет, они еще далеки от тех масштабов, которые обеспечивают экономическую целесообразность их использования. CCS остаются дорогим механизмом снижения углеродного следа, однако для многих эмитентов выбросов это пока что единственная альтернатива, что определяет необходимость дальнейшего развития технологии.
Оптимальный момент для инвестирования в технологии CCS настанет тогда, когда стоимость квот на выбросы или величина углеродного налога достигнут уровня, обеспечивающего рентабельность CCS проектов. Rystad Energy попыталась оценить этот уровень для различных вариантов улавливания, транспортировки и хранения СО2.
Механизм расчетов следующий: для CCS проекта с определенной конфигурацией производственного цикла оценивается уровень капитальных затрат на строительство установки по улавливанию СО2 и инфраструктуры для его транспортировки и хранения. Затем рассчитывается ежегодный уровень операционных затрат, размер которых прямо пропорционален объемам улавливаемого газа. Капитальные и операционные затраты за весь период работы проекта дисконтируются к текущему году и суммируются. Приведенная величина всех будущих затрат делится на объем СО2, который по оценкам будет «захвачен» и захоронен за время работы проекта.
Результатом расчетов является удельная приведенная стоимость проекта на тонну СО2 – величина, которая может быть легко сопоставима со стоимостью выбросов, и которая говорит о минимальном уровне цены эмиссий, необходимом для успешной реализации CCS проекта (эквивалент цены безубыточности). Приведенная стоимость проекта может быть разбита на различные компоненты. Подобные оценки имеют особую практическую пользу для государственных органов, ответственных за политику в области охраны окружающей среды, поскольку они дают представление об уровне цен и налогов на выбросы, которые позволят использовать технологии CCS повсеместно (см. рис. 1).
Рис. 1.
В начале производственной цепочки CCS стоит процесс улавливания углекислого газа на предназначенной для этого установке. После улавливания СО2 компримируется и в некоторых случаях временно хранится на производстве перед транспортировкой. Затем СО2 доставляется к месту захоронения в выработанных нефтегазовых месторождениях или соляных пластах или к месту его утилизации. По оценкам Rystad Energy, около 62% глобальных выбросов СО2 может быть предотвращено с помощью CCS технологий. Для этого у нас есть огромный потенциал по захоронению СО2, который оценивается в десятки тысяч гигатонн. Однако транспортная инфраструктура пока развита очень слабо, а стоимость выбросов остается слишком низкой.
Самым дорогим этапом в процессе CCS является улавливание углекислого газа. Около 60-90% суммарных капитальных затрат приходится на строительство установки по улавливанию СО2, тогда как доля затрат на инфраструктуру по транспортировке и захоронению не превышает остальные 10-30%. Сейчас технологии CCS главным образом используются на электрогенерирующих предприятиях и условно делятся на две большие группы: улавливание СО2 из дымовых газов до или после сжигания топлива. Последняя группа технологий представлена наиболее широко.
Приведенная стоимость улавливания СО2 (включает капитальные затраты на строительство установки и операционные расходы на непосредственно улавливание) сильно варьируется в зависимости от концентрации газа в газовом потоке и доле улавливаемого СО2 от общего объема дымовых газов. На производствах, где концентрация СО2 высокая и доля улавливаемого газа превышает 90%, таких как переработка природного газа, стоимость улавливания относительно низкая – менее $30 на тонну СО2. С другой стороны стоимостного диапазона находятся технологии улавливания углекислого газа непосредственно из воздуха (Direct air capture, DAC), которые требуют значительных мощностей для циркуляции воздуха через установку и извлечения из него СО2. Стоимость улавливания по такой технологии оценивается минимум в $600 на тонну СО2. Однако DAC технологии имеют значительный потенциал по снижению затрат по мере их развития. Rystad Energy ожидает, что к 2030 году показатель может упасть до $160 на тонну для проектов мощностью более 1 млн тонн СО2 в год.
Стоимость улавливания углекислого газа для большинства генерирующих и промышленных отраслей оценивается в диапазоне $50-100 на тонну СО2, а, например, в цементной промышленности затраты несколько выше, от $70 до $150 на тонну.
Потенциал снижения затрат в CCS очень высокий, поскольку технологии находятся на самом раннем этапе развития. Когда-то и возобновляемые источники энергии были весьма экзотичными проектами, однако сейчас генерация на ВИЭ в определенных случаях обходится даже дешевле традиционной генерации на газовых и угольных электростанциях благодаря совершенствованию технологий, росту конкуренции, стимулирующей инновации, и экономии на масштабе. Ожидается, что технологии CCS будут развиваться по аналогичному сценарию. Даже такие относительно старые технологии как системы аминовой очистки имеют потенциал по снижению затрат за счет эффектов масштаба и применения модульных принципов при проектировании установок. Что уж говорить о новых технологиях, таких как технологии охлажденного аммиака, которые находятся только в начале кривой обучения.
Транспортировка углекислого газа
Углекислый газ может транспортироваться как в жидкой, так и в газообразной форме автомобильным, водным и железнодорожным транспортом и по трубопроводам. На данный компонент в типичном проекте CCS приходится около половины затрат на транспортировку и хранение СО2. Однако стоимость транспортировки может сильно варьироваться между проектами в зависимости от ее способа и дальности. Средний диапазон приведенной стоимости (включая затраты на строительство/переоборудование транспортного средства/трубопровода и непосредственно транспортные расходы) составляет $5-25 на тонну СО2.
Сейчас активно изучаются возможности использования нефтегазовой трубопроводной инфраструктуры для транспортировки СО2. Задействование существующих трубопроводов рассматривается как более дешевая альтернатива строительству новых. Разрыв в стоимости перекачки по существующему нефтегазовому и новому трубопроводу увеличивается по мере роста расстояния транспортировки. К тому же строительство новой трубопроводной системы займет не одно десятилетие. Сооружение СО2-трубопроводов может быть особо опасным в густонаселенных районах, где в случае утечки, особенно в низинах, создаются серьезные риски для здоровья жителей.
Однако нефтегазовые трубопроводы, не предназначенные изначально для транспортировки СО2, будут иметь более короткий срок эксплуатации в связи с высокой коррозионной агрессивностью углекислого газа. Существующие нефтегазопроводы не обладают достаточным давлением, позволяющим транспортировать СО2 в сжиженном состоянии, что снижает их пропускную способность. В результате операционные расходы на прокачку углекислого газа растут. Если к этому добавить капитальные затраты, которые могут понадобиться для сооружения дожимных компрессорных станций, то в какой-то момент строительство нового трубопровода может оказаться более экономически выгодным. В целом возможность и экономическая целесообразность использования существующей нефтегазовой инфраструктуры или строительства новых трубопроводов должно оцениваться в каждом конкретном случае для каждого отдельного проекта.
Стоимость транспортировки по трубопроводу прямо пропорциональна расстоянию, при этом по морским трубопроводам транспортировка обходится дороже, чем по сухопутным. Она также зависит от объемов улавливания СО2. Для проектов CCS мощностью 20 млн тонн СО2 в год средняя стоимость транспортировки по сухопутному и морскому трубопроводу отличается не сильно и оценивается в $6 на тонну и меньше, в то время как для небольших проектов мощностью 1 млн тонн расходы на транспортировку лежат в диапазоне от $20 до $25 на тонну СО2.
Стоимость транспортировки судами менее чувствительна к капитальной части затрат, чем перекачка по трубопроводам. При водной транспортировке операционные затраты доминируют в общей приведенной стоимости, при этом около половины этой стоимости приходится на затраты на сжижение СО2. Разница в стоимости переоборудования существующего судна для транспортировки углекислого газа и строительства нового представляет несущественную долю в общих расходах на транспортировку по воде.
Основным преимуществом водной транспортировки является гибкость поставок. Однако далеко не все эмитенты выбросов располагаются вблизи рек и морей, и не все порты имеют инфраструктуру для погрузки и разгрузки СО2, что ограничивает возможности по использованию водной транспортировки углекислого газа. Приведенные расходы на транспортировку судами оценивается в диапазоне $10-20 на тонну СО2.
Автотранспорт – еще более гибкий вариант, чем суда, но он может быть использован для транспортировки небольших объемов СО2 на незначительные расстояния. Это делает грузовые перевозки идеальным способом транспортировки для небольших эмитентов выбросов, расположенных вдали от других объектов инфраструктуры. Стоимость такой транспортировки оценивается в $15-20 на тонну СО2.
Транспортировка углекислого газа по железной дороге стоит дешевле, чем автотранспортом, около $10 на тонну СО2. Оценка не включает капитальные затраты на строительство новых железнодорожных веток. Объемы транспортировки также превышают аналогичные показатели при использовании автотранспорта, однако железнодорожные перевозки ограничены существующей инфраструктурой. Включение в проект CCS новых железнодорожных путей в разы увеличивает приведенные расходы на транспортировку этим способом.
Хранение СО2
Затраты на хранение углекислого газа в основном определяются объемом геологоразведочных работ по поиску соляных пластов (в случае закачки и хранения углекислого газа в пласты выработанных нефтегазовых месторождений эта статья расходов отсутствует), в также размером затрат на бурение и заканчивание нагнетательных скважин. Операционные расходы на непосредственно закачку и мониторинг скважин составляют несущественную долю затрат на хранение СО2.
Большая часть захороненного СО2 закачана в выработанные нефтегазовые месторождения или утилизирована путем нагнетания в скважины на нефтяных промыслах с целью увеличения нефтеотдачи. В зависимости от способа приведенная стоимость хранения СО2 может различаться. Так, стоимость хранения в выработанных сухопутных нефтегазовых месторождениях не превышает $5 на тонну. С другой стороны стоимостного диапазона находятся морские соляные пласты – более чем $20 на тонну из-за дороговизны работ на море. Однако в Великобритании, Норвегии и Австралии уже запущен процесс по выдаче лицензий на хранение СО2 в морских соляных пластах. Ожидается, что число таких лицензий будет расти, хоть и медленными темпами.
В некоторых регионах возможны варианты хранения СО2 в вулканических базальтовых породах. Базальт является высокоактивным по отношению к СО2, в результате чего углекислый газ минерализуется и преобразуется в твердый карбонатный минерал, становясь частью породы. Стоимость такого способа хранения снижается в случае совмещенного проекта CCS и электрогенерации из геотермальных источников. Подобный пилотный проект уже был запущен в Исландии, он предполагает смешивание улавливаемого из атмосферы СО2 с горячей водой и закачку полученной смеси в глубокие подземные пласты.
Перспективы проектов CCS
Пока не появится инфраструктура для транспортировки и хранения СО2, у эмитентов выбросов будет мало стимулов вкладываться в проекты по улавливанию углекислого газа. Поэтому в этом вопросе, скорее всего, без помощи и финансовой поддержки государства не обойтись. Между системой транспортировки СО2 и железнодорожной инфраструктурой есть много общего: строительство последней и связанные с нею дальнейшие расходы берет на себя государство, поскольку это требует огромных инвестиций и много лет для их реализации, при этом обеспечивается рост торговли и экономики в целом. Также и в случае инфраструктуры для СО2: участвуя в ее развитии, государство снижает инвестиционные риски для частного бизнеса и стимулирует сокращение выбросов углекислого газа.
Модель, разработанная Rystad Energy, позволяет оценить приведенную стоимость CCS проекта для различных сегментов промышленности и объемов эмиссий. Она сама подбирает наиболее подходящий способ транспортировки и определяет количество судов или диаметр трубопроводов, необходимых в рамках проекта. Также индивидуально рассчитывается стоимость хранения при выборе выработанных сухопутных месторождений или морских соляных пластов.
На графике (см. рис. 2) представлены результаты расчетов приведенной стоимости для потенциальных CCS проектов в различных регионах и секторах в сравнении с реальными проектами. Как видно, модель дает хорошую аппроксимирующую оценку стоимости CCS проекта на базе минимальной вводной информации.
Рис. 2.
Рентабельность технологий CCS определяется стоимостью квот на выбросы, величиной углеродного налога, затратами на материалы, оборудование и рабочую силу. Данные параметры варьируются от региона к региону. CCS проекты уже рентабельны в некоторых странах. Например, в Норвегии CCS проекты с 1990 года активно интегрировались в газопереработку. В других европейских странах, напротив, цена квот еще слишком низкая, чтобы обеспечить рентабельность технологий CCS.
Однако, согласно модели, при цене квот на выбросы на уровне $104 за тонну СО2, которая должна установиться в ЕС к 2030 году в рамках действующей системы торговли выбросами (Emissions Trading System, ETS), технологии CCS станут более доступны. Они будут экономически целесообразны в переработке газа, производстве водорода, металлургической и химической промышленности, электроэнергетике на газе и угле. По мере роста цен на ETS и развития инфраструктуры (после 2030 года), все больше и больше индустрий, включая цементную промышленность и сжигание мусора, смогут позволить себе технологии CCS, а также вырастет количество рентабельных DAC проектов (см. рис. 3). В то же время CCS не является панацеей, и некоторые сектора промышленности и отдельные предприятия могут предпочесть другие методы сокращения выбросов.
Рис. 3.
Пока инфраструктура развита недостаточно, эмитентам выбросов будет выгодно объединяться в кластеры и совместно платить одной сервисной компании за утилизацию СО2. Вероятно, все больше новых заводов, электростанций и оборудования для улавливания СО2 будут строиться в районе действующей инфраструктуры для транспортировки углекислого газа, стимулируя создание новых промышленных кластеров. По мере развития инфраструктуры и роста ее гибкости, более мелкие эмитенты смогут участвовать в улавливании СО2, а роль кластеров будет ослабевать.
В свою очередь, при выборе расположения DAC проектов основным критерием будет не местонахождение кластеров, а близость электрогенерирующих мощностей или энергосистемы, от которой будет питаться установка для улавливания СО2. Значительного сокращения затрат в рамках DAC проекта можно добиться, если разместить установку непосредственно вблизи места захоронения углекислого газа.
***
Технологии CCS – не единственный, но очень перспективный способ сокращения выбросов и борьбы с изменением климата, особенно если учитывать глобальный потенциал по захоронению СО2. Тем не менее, CCS остаются технологиями будущего, и чтобы достичь промышленных масштабов их использования, стоимость выбросов должна значительно вырасти.
Дарья Мельник, старший аналитик Rystad Energy