Теплоэнергетика, 2022, № 9, стр. 5-21

МЕСТО ТЕХНОЛОГИЙ CCS В ДЕКАРБОНИЗАЦИИ ЭКОНОМИКИ

Ослабление угрозы изменения глобального климата видится в уменьшении концентрации CO₂ и других парниковых газов в атмосфере. Прежде всего, это касается CO₂, который определен в качестве основного “виновника” в создании парникового эффекта [2]. В решении данной задачи имеется несколько конкурирующих направлений.

Первую группу составляют методы, предусматривающие сокращение поступления CO₂ в атмосферу. Они включают:

энергосбережение, позволяющее уменьшить потребление топлив и, следовательно, выбросы парниковых газов;

изменение структуры используемых видов топлива путем вытеснения угля и мазута природным газом, при сжигании которого удельные выбросы CO₂ меньше соответственно в 1.8 и 1.4 раза;

замещение ископаемых топлив углероднейтральными природными биотопливами (древесиной, сельскохозяйственными отходами и др.);

вытеснение органических топлив безуглеродными видами первичной энергии, включая ВИЭ (солнечную, ветровую и т.д.) и атомную энергию;

улавливание CO₂ из продуктов окисления органических топлив с последующим его надежным захоронением на долгосрочную перспективу (столетия).

Другую группу составляют методы, обеспечивающие извлечение CO₂ из атмосферы, включая:

биологическое поглощение CO₂ путем:

восстановления и интенсификации жизнедеятельности природных экосистем;

создания аква- и агропромышленных биоплантаций с переработкой получаемой биомассы в углероднейтральные топлива, в том числе моторные (биодизель, биокеросин и др.);

химическое поглощение CO₂ с последующим его захоронением или переработкой в товарные углеродсодержащие продукты;

извлечение CO₂ с использованием технологий искусственного фотосинтеза с дальнейшей переработкой получаемой биомассы.

Среди направлений декарбонизации экономики и энергетики особое внимание стали привлекать технологии CCS. Применение таких технологий позволяет не отказываться от использования органических топлив в энергетике. Это наиболее важно в отношении угля, который среди коммерческих топлив характеризуется самыми большими удельными выбросами CO₂ на единицу получаемой энергии. По оценкам МЭА, для выхода на траекторию развития мировой энергетики, обеспечивающую удержание роста глобальной температуры на поверхности планеты 1.5°С, уже к 2030 г. потребуется суммарная мощность установок извлечения и захоронения CO₂ не менее 1.5 млрд т в год [8].

В Климатическом пакте конференции в Глазго (Glasgow Climate Pact) содержится призыв к странам мира ускорить темпы сокращения потребления угля. Но это не относится к потребителям угля, применяющим технологии CCS [20]. Поэтому перспективы дальнейшего крупномасштабного использования угля, включая его глубокую переработку, например в водород, будут полностью определяться успехами в разработке и применении технологии CCS [21, 22]. Данной технологии отводится важная роль в реализации политики декарбонизации российской экономики [23].

УГРОЗЫ КРУПНОМАСШТАБНОГО ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ CCS

Углерод является ключевым биогенным химическим элементом на планете. Поэтому закономерным является вопрос о возможных угрозах человечеству крупномасштабного применения технологий CCS, в которых предусматривается выведение из биосферы больших количеств углерода с захоронением на длительный период. Для ответа на этот вопрос нужно определить место антропогенных выбросов в сложившемся на Земле углеродном цикле.

Ресурсы углерода, Гт C, на Земле огромны [24]:

Практически все ресурсы (99.94%) сосредоточены в литосфере в виде карбонатов и керогена. В наземной биосфере содержится от 1800 до 2200 Гт углерода, или 2.9 × 10^‒3% общего ресурса углерода на планете. Немногим больше углерода (около 4130 Гт, или 5.5 × 10^‒3% общего ресурса углерода на планете) находится в виде ископаемых органических топлив, в основном в виде угля.

За весь индустриальный период было сожжено примерно 445 Гт C, т.е. около 10% исходных топливных ресурсов (табл. 1) [25]. Годовые объемы эмиссии CO₂ в атмосферу от сжигания топлив нарастают. В период 2010‒2019 гг. они составляли в среднем 9.4 Гт C в год, или 34.5 Гт CO₂/год. В 2019 г. выбросы CO₂ в атмосферу от сжигания топлив достигли 9.7 Гт C в год (35.6 Гт CO₂/год).

Выбрасываемый в атмосферу антропогенный CO₂ встраивается в глобальный углеродный цикл. Из всей массы антропогенного CO₂ около 32% поглощается сушей, прежде всего биосферой. Еще 23% CO₂ аккумулируется океаном, включая морскую биоту. Оставшиеся 45% антропогенного CO₂ накапливаются в атмосфере. Естественно, это ведет к росту в ней концентрации CO₂.

Природные потоки CO₂ между атмосферой и поверхностью Земли в рамках глобального углеродного цикла превышают ±210 Гт C в год, в том числе ±120 Гт C (57.1%) в год между сушей и атмосферой и ±90 Гт C (42.9%) в год между океаном и атмосферой [25]. Следовательно, выбросы CO₂ в атмосферу при сжигании ископаемых органических топлив не превышают 5% природных потоков CO₂.

Следует отметить, что углерод, инжектируемый в форме CO₂ в глубокие слои литосферы, не окажется навсегда потерянным для биосферы. Этому будут способствовать подвижность земной коры и активно протекающие в ней геофизические и геохимические процессы. Взаимодействие CO₂ с природными минералами, богатыми магнием, железом и другими элементами, и водой в условиях высоких температур и давлений ведет к образованию абиогенного метана и других органических соединений [26]. В геологическом масштабе времени эти вещества имеют возможности вновь оказаться в поверхностном слое и включиться в природные потоки углерода, связанные с биосферой.

Из сказанного следует, что крупномасштабное применение технологий CCS с соответствующим улавливанием и последующим захоронением больших объемов углерода не будет создавать сколько-нибудь значимых угроз для существования биосферы и развития человеческой цивилизации.

Другое дело, что в результате сжигания органических топлив человечество очень быстрыми темпами расходует невозобновляемые ресурсы углерода, концентрировавшиеся природой в течение многих миллионов лет в виде ископаемых органических топлив. Такая деятельность противоречит принципам концепции устойчивого развития экономики, провозглашенной ООН и принятой практически всеми государствами мира. Как уже отмечалось, один из основополагающих принципов данной концепции требует оставить невозобновляемые природные ресурсы будущим поколениям [12]. Это создает идеологическую основу для расширения использования возобновляемых источников энергии. Однако переход к ним должен быть постепенным, необременительным для развития экономики как мира в целом, так и отдельных стран. В этом положительную роль может сыграть крупномасштабное применение технологий CCS.

В то же время технологии CCS, рассчитанные на большие объемы CO₂, могут создавать угрозу для людей в местах их проживания. Это связано с тем, что CO₂ существенно (в 1.5 раза) тяжелее воздуха. Это бесцветный газ, не имеющий запаха при невысоких концентрациях. Поэтому для его идентификации требуются специальные датчики. Газ CO₂ отнесен к веществам IV класса опасности. Но при высоких концентрациях он обладает удушающим действием. Безопасной для длительного пребывания людей считается концентрация CO₂ не выше 1000 ppm или 0.1% (по объему) [27]. При авариях в оборудовании CCS CO₂ может скапливаться в пониженных местах территорий и создавать опасные концентрации. При содержании CO₂ в атмосферном воздухе свыше 5% (по объему) люди начинают терять сознание, возможен последующий смертельный исход [28]. Поэтому непременным условием применения CCS-установок должен быть мониторинг экологической ситуации в районах их размещения. Сооружение и эксплуатация установок CCS регламентируются стандартом ISO 7914:2017 [29].

ВОЗМОЖНОСТИ ДЛЯ ЗАХОРОНЕНИЯ CO₂

Согласно работе [30] к 2050 г. суммарная производительность в мире CCS-установок может достичь 5.6 Гт CO₂ в год (2.8 трлн м³/год), т.е. около третьей части необходимого объема глобального сокращения выбросов CO₂. Это в 150 раз больше нынешнего уровня извлечения и захоронения CO₂ и сопоставимо с современной мировой газовой отраслью (около 4.01 трлн м³/год в 2020 г.) [31]. Такие масштабы позволяют говорить о возможности создания глобальной индустрии CCS с огромным рынком соответствующих технологий и оборудования. Для этого потребуется от 655 до 1280 млрд дол. США инвестиций до 2050 г. [30]. Если исходить из этих оценок, то удельные капиталовложения в реализацию CCS-проектов составят в среднем около 120‒230 дол. США на 1 т удаляемого CO₂ в год. Довольно широкий диапазон удельных капиталовложений обусловлен различием применяемых CCS-технологий (по физико-химическими процессам и технологическому оборудованию), производительности реализуемых проектов и геологических условий захоронения CO₂.

Важным для развития глобальной индустрии CCS является вопрос о наличии на планете доступных геологических структур, имеющих достаточную вместимость для надежного захоронения огромных объемов CO₂ на столетия. Суммарная их вместимость должна быть не менее 450 Гт CO₂ при условии ежегодного захоронения 5.6 Гт CO₂ в течение 80 лет, т.е. до конца XXI в. Можно предположить, что такого срока будет достаточно для плавного и бесконфликтного перехода к преимущественно безуглеродной энергетике (на основе ВИЭ, быстрых реакторов с замкнутым ядерным циклом и технологий термоядерного синтеза), обеспечивающей выполнение требований Парижского соглашения.

По оценкам, сделанным в работе [32] с использованием модели MIT EPPA (Massachusetts Institute of Technology Economic Projection and Policy Analysis Model), кумулятивные объемы захоронения CO₂ в период 2020‒2100 гг. могут составить от 290 до 425 Гт CO₂ в зависимости от удельных затрат на транспортирование и захоронение CO₂.

Основными механизмами захоронения CO₂ являются:

заполнение пустот в горных породах (естественных и искусственно созданных);

диффузия в поры материала пород;

растворение в подземных флюидах (например, в водных солевых растворах);

химическое связывание с веществом пород в стабильные твердые соединения (карбонаты).

В общем случае эти механизмы реализуются одновременно, но с существенно разной скоростью, которая зависит от многих факторов (температуры, давления, химического состава реагирующих сред) [33, 34].

К традиционным хранилищам CO₂ относятся истощенные нефтяные и газовые месторождения (depleted oil and gas fields). Технология инжекции в них CO₂ достаточно хорошо освоена и давно используется в целях повышения нефтеотдачи пластов (enhanced oil recovery). Однако такие резервуары имеются далеко не везде. Другим типом резервуаров для хранения CO₂ являются подземные структуры с водными солевыми растворами (saline aquifers), достаточно распространенные и имеющие большую вместимость. Имеются возможности хранения CO₂ и в угольных пластах. Но этот способ пока не рассматривается в качестве приоритетного. Большой интерес для создания глобальной индустрии CCS представляют горные породы, образованные реакционными по отношению к CO₂ минералами. К таким породам относятся, прежде всего, базальты и перидотиты (basalts and peridotites) – магматические горные породы с повышенным содержанием щелочных минералов. Их ресурсы на планете огромны и имеются в большинстве регионов мира. Массивы таких пород могут быть пористыми и плотными. В последнем случае потребуется применение специальных методов гидроразрыва пласта.

Для некоторых стран интерес может представлять подземное хранение CO₂ в форме газовых гидратов в зоне криолитов [35]. Обширные зоны вечной мерзлоты с благоприятными условиями для образования гидратов CO₂ имеются в Канаде [36] и России [37]. В Западной Сибири подходящие структуры для захоронения CO₂ расположены на глубине 600‒1000 м (ниже зоны стабильности газовых гидратов) и надежно прикрыты сверху толстым слоем глинистых и мерзлых пород. Объем их огромен [37]. Формирование стабильных гидратов CO₂ возможно при довольно жестких условиях, определяемых соотношением температуры, давления, солености воды и др. В каждом объеме гидрата может содержаться до 170 объемов CO₂ [38]. Экспериментально показано, что при закачке CO₂ в природные резервуары, содержащие гидрат метана, наблюдается процесс замещения метана углекислым газом. Добытый таким образом метан может в определенной мере компенсировать затраты на транспортирование и захоронение CO₂ [35]. Однако пока разработка технологий для подземного хранения CO₂ в газогидратной форме находится на начальном этапе. Проводятся численные и экспериментальные исследования [35, 38, 39]. Поэтому далее данный ресурс для захоронения CO₂ не рассматривается.

Подземные резервуары для длительного хранения CO₂ должны быть гидравлически герметичными. В противном случае закачанный CO₂ будет мигрировать за его пределы с последующим выходом на поверхность. Такие проблемы могут наблюдаться при использовании для хранения CO₂ подземных пластов с водными солевыми растворами, которые обладают повышенной горизонтальной подвижностью. Добиться герметичности отработанных месторождений углеводородов весьма непросто, так как их (месторождений) своды перфорированы большим количеством добывающих и разведочных скважин. Породы, покрывающие резервуар, должны быть плотными, а их толщина достаточной для исключения выхода CO₂ на поверхность. Для обеспечения надежного захоронения CO₂ приходится закачивать его на большие глубины. Это требует создания высокого давления и больших расходов энергии, в том числе для вытеснения жидких флюидов из пор.

Вместимость подземных резервуаров для хранения CO₂ определяется их объемом, пористостью (porosity) и минералогическим составом. Пористость горных пород представляет собой отношение объема пор (включая пустоты между частицами горных пород) к общему объему резервуара и колеблется от 0 до примерно 35% [40]. Песчаники и карбонаты с большим объемом пор считаются высококачественными резервуарами для хранения CO₂. Поры обычно заполнены солеными водами или углеводородами (жидкими или газообразными), которые потребуется вытеснить при заполнении резервуара CO₂.

Не всё имеющееся поровое пространство может быть заполнено CO₂ из-за риска нарушения герметичности резервуара вследствие закачки под высоким давлением. Это условие описывается показателем эффективности хранения (storage efficiency). Он представляет собой долю порового пространства, которая может быть заполнена CO₂ без риска его прорыва за пределы резервуара. Значение этого показателя колеблется от 2‒5% для плохогерметичных водоносных горизонтов до 70‒80% и более для сильно истощенных газовых месторождений, как правило, хорошо изолированных [40]. В определенном смысле этот показатель можно соотнести с коэффициентом извлечения (recovery factor) в нефтегазовой отрасли.

К подземным резервуарам для хранения CO₂ предъявляется много других требований. Одной из важнейших их характеристик является проницаемость (permeability), которая определяет скорость распространения CO₂ в горной породе. От этой величины зависят объемная скорость подачи CO₂ в нагнетательные скважины и количество требуемых скважин, а значит, и затраты на захоронение. Эффективными считаются резервуары со средней проницаемостью 50 мкм² (50 мД) [40]. Существенными лимитирующими факторами являются глубина расположения резервуара, место расположения резервуара (на суше или под морским дном), удаленность от источников выбросов CO₂. Эти факторы определяют протяженность скважин и параметры транспортных систем, а следовательно, их стоимость. Все это ограничивает число возможных мест для устройства хранилищ CO₂. С технической и экономической точки зрения наиболее перспективными для захоронения CO₂ считаются истощенные месторождения углеводородов и подземные структуры с водными солевыми растворами.

Инжекция CO₂ в горный массив может осуществляться в виде газа или водного раствора, в том числе на основе морской воды. Для приготовления водного раствора CO₂ требуется около 25 т воды на 1 т CO₂ [41]. Более перспективным вариантом является инжекция CO₂ в сверхкритическом состоянии без использования воды в качестве жидкости-носителя [42]. Данная технология сейчас активно разрабатывается.

Обычно геофизические и геохимические процессы протекают довольно медленно. Процесс образования карбонатов может затягиваться на сотни и тысячи лет [30]. Но при благоприятных условиях процессы химического связывания CO₂ идут много быстрее. Это показали натурные эксперименты. В проекте Carbfix при закачке водного раствора CO₂ (12 тыс. т) в не очень глубоко залегающие базальтовые пласты (400–800 м) более 95% CO₂ было минерализовано в течение двух лет [23]. В проекте Wallula в американском штате Вашингтон при закачке около 1000 т CO₂ в сверхкритическом состоянии в пористые и проницаемые базальтовые породы в течение двух лет минерализовалось около 60% введенного CO₂ [42].

Известно достаточно большое количество исследований, касающихся различных аспектов развития индустрии CCS в мире, включая оценки требуемых ресурсов. В работе [43] сделаны оценки вместимости резервуаров для длительного хранения CO₂ в истощенных нефтяных и газовых месторождениях, а также в водных солевых растворах для 18 стран. Возможности захоронения CO₂ в угольных пластах, сланцевых формациях, базальтах в данном исследовании не рассматривались. Выбраны страны с большим производством и потреблением топлив, в том числе угля. Россия в этом списке отсутствует. Оценки включают обнаруженные и перспективные геологические ресурсы для захоронения CO₂ и их структуру. К обнаруженным (discovered storage resources) относятся ресурсы, наличие которых подтверждено геологическими изысканиями и бурением. Оценки перспективных ресурсов (prospective storage resources) получены на основе обработки имеющихся разрозненных геологических данных и математического моделирования. Для подтверждения этих оценок требуются целенаправленные геологические изыскания и бурение. Исследования показали, что свыше 90% ресурсов для захоронения CO₂ приходится на подземные резервуары с водными соляными растворами.

В табл. 2, составленной по данным из работы [43], включены страны, являющиеся потенциальными рынками экспорта российского топлива, в том числе водорода, или прямыми конкурентами на этих рынках. Из таблицы следует, что страны – потенциальные импортеры российского водорода (страны Евросоюза, Япония, Южная Корея) обеспечены геологическими ресурсами для крупномасштабного захоронения CO₂. Поэтому этим странам проще и дешевле приобретать природный газ, используя существующую логистическую инфраструктуру. При необходимости он может быть преобразован в водород. Это может стать существенным ограничением для российского экспорта водорода на рынки этих стран.

В [44] представлены оценки практически доступных геологических ресурсов горных пород для захоронения CO₂ для всех регионов планеты (табл. 3). Они касаются всех типов осадочных пород на суше (onshore) и на шельфе (offshore). В исследование не включались арктические районы. Шельф ограничен глубиной моря 300 м и 200-мильной экономической зоной. Из табл. 3 следует, что на планете имеются доступные геологические резервуары огромной вместимости для надежного захоронения CO₂ – от 7.9 до 55.6 тыс. Гт CO₂. Отмечается, что верхние оценки могут претерпеть корректировки вниз вследствие экономических и других ограничений. Но это не меняет вывода о том, что доступная вместимость хранилищ для CO₂ не станет ограничивающим фактором для развертывания индустрии CCS в мире (табл. 4).

Таблица 4 подготовлена на основе данных публикации [44]. Согласно выполненным оценкам, ежегодные объемы захоронения CO₂ в целом по миру должны составлять 11.8 Гт CO₂ в год, или примерно 66% необходимого объема сокращения выбросов CO₂ для выполнения требований Парижского соглашения. Требуемая вместимость геологических резервуаров для захоронения такого объема CO₂ в период до конца XXI в. достигнет 940 Гт CO₂. Тогда обеспеченность геологическими ресурсами для захоронения CO₂ составит около 670 лет для нижних оценок таких ресурсов. По странам и регионам это значение сильно варьируется. Относительно в небольшой степени такими ресурсами обеспечены Южная Корея и Япония.

Важно отметить, что геологическими ресурсами для захоронения CO₂ обеспечены практически все регионы планеты. Конечно, отдельные страны их могут не иметь. Таким странам нужно будет договариваться с соседями о захоронении CO₂ на их территории и создании соответствующей транспортной инфраструктуры. Это может послужить основой для формирования новой сферы внешнеэкономической деятельности – предоставления услуг по захоронению CO₂.

Для России геологические ресурсы для захоронения CO₂ оценены от 1180 до 8673 Гт CO₂ (см. табл. 3) [44]. Из них около 95.6% располагается на суше. Такие ресурсы имеются в большинстве районов страны, но наиболее подходящие из них располагаются в Волжско-Уральском регионе. В работе [43] указывается на наличие резервуаров большой вместимости для захоронения CO₂ не только в Волжско-Уральском регионе, но и в Сибири, а также под дном Охотского моря, включая прилегающие районы. Ежегодные объемы захоронения CO₂ для России оценены в 0.63 Гт (см. табл. 4). Обеспеченность геологическими ресурсами для захоронения CO₂ составит почти 2 тыс. лет для нижних оценок таких ресурсов. Конечно, значительная часть из них находится в отдаленных районах.

На основании табл. 3 и 4 можно сделать вывод, что при успешном освоении технологий CCS и создании глобальной индустрии CCS для российского экспорта топлив: природного газа и особенно угля ‒ откроются новые возможности на весь XXI в. Это целесообразно учитывать при разработке стратегических документов развития энергетики России на длительную перспективу.

МИРОВОЙ ОПЫТ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТОВ CCS

По состоянию на сентябрь 2021 г. в мире на разных стадиях реализации находилось 135 проектов CCS общей производительностью по закачиваемому CO₂ 149.3 Мт в год (табл. 5) [45]. Из них 27 проектов суммарной производительностью 36.6 Мт CO₂ в год уже реализованы и находятся в эксплуатации. Отмечается резкий рост интереса в мире к технологиям CCS. Это объясняется большими возможностями таких технологий в сокращении выбросов CO₂ в атмосферу при приемлемых экономических показателях и, главное, сохранением традиционной электрогенерации на основе органических топлив. Средняя производительность единичного проекта составляет около 1 Мт CO₂ в год.

Среди реализованных коммерческих проектов CCS большинство (22 проекта, из которых один ‒ офшорный) имеют целью повышение нефтеотдачи пластов. Еще пять проектов, в том числе два офшорных, обеспечивают хранение CO₂ в подземных водных соляных растворах.

Важно отметить, что в развитии индустрии CCS заинтересован крупный бизнес, владеющий активами в традиционной энергетике, металлургии и химической промышленности. Применение CCS позволит ему с наименьшими потерями сохранить свои активы в условиях осуществления климатической политики. Требуемые финансовые ресурсы для создания глобальной индустрии CCS (в среднем около 20‒40 млрд дол. в год) не являются чрезмерными для мирового бизнеса [30]. Конечно, государственная поддержка ему будет необходима, особенно для быстрого преодоления многочисленных регуляторных барьеров, часто возникающих при формировании новой инфраструктуры.

Состав технологий для создания индустрии CCS в целом понятен. Многие из них уже получили промышленное применение. В разработке остальных не должно возникнуть труднопреодолимых препятствий. Это является большим достоинством CCS. Однако обеспечение конкурентоспособности CCS относительно других направлений декарбонизации является весьма непростой задачей. Поэтому наблюдается тенденция к объединению усилий ведущих мировых компаний по разработке технологий CCS и осуществлению крупных проектов на их основе. Расширяется международное научно-техническое сотрудничество в данной области. Нарастает партнерская активность между энергетическими компаниями (нефтяными, газовыми, электрогенерирующими), производителями карбоноемких продуктов (удобрений, металлов, цемента и др.), судовыми компаниями и поставщиками финансовых услуг. Это создает условия для быстрого формирования CCS-индустрии в мире. В частности, в 2021 г. нефтяной гигант ‒ компания ExxonMobil создала свой новый бизнес – ExxonMobil Low Carbon Solutions и объявила, что на условиях кооперации планирует реализовать 20 CCS-проектов по всему миру. До 2025 г. компания намерена вложить около 3 млрд дол. инвестиций в низкоуглеродные проекты [46]. Следует отметить, что компания ExxonMobil имеет 30-летний опыт разработки и применения CCS-технологий. Ей принадлежит около 20% имеющихся в мире мощностей CCS.

В последнее время отмечается изменение бизнес-модели в формирующейся индустрии CCS [30]. Оно заключается в переходе от вертикальной к сетевой интеграции при реализации проектов CCS. Разделение бизнеса по его основным технологиям (извлечение, транспортирование и захоронение CO₂) усиливает специализацию компаний и повышает их коммерческую эффективность. Также это создает условия для формирования крупных трубопроводных сетей для транспортирования CO₂. Это позволит активно вовлекать в данный бизнес большое число предприятий с относительно небольшими выбросами CO₂ и таким образом увеличивать доступные объемы CO₂ для захоронения, улучшая экономические характеристики проектов CCS за счет “эффекта масштаба”.

Наибольшая активность в разработке и реализации проектов CCS наблюдается в странах Северной Америки и Европы, где на различных стадиях реализации находится соответственно 36 и 30 проектов [47]. В последнее время интерес к проектам CCS стали проявлять и другие страны, прежде всего богатые углем. Это Китай и Австралия. В Азиатско-Тихоокеанском регионе реализуется двадцать семь проектов CCS, в том числе четырнадцать в Китае, восемь в Австралии и по одному проекту в Японии, Южной Корее, Индии, Индонезии и Новой Зеландии.

Большой опыт использования технологий CCS накоплен в США [47]. Улавливание CO₂ осуществляется на предприятиях по переработке углеводородного сырья и производству азотных удобрений. Уловленный CO₂ используется, в основном, для повышения нефтеотдачи пластов (enhanced oil recovery) на истощающихся месторождениях. Наиболее старыми действующими проектами являются:

Terrell Natural Gas Processing Plant (штат Техас, США); в эксплуатации с 1972 г.; производительность 0.5 Мт CO₂/год;

Enid Fertilizer Industrial Capture (штат Оклахома, США); в эксплуатации с 1982 г.; производительность 0.7 Мт CO₂/год.

Наиболее крупные среди реализованных проектов CCS в США представлены в табл. 6.

В настоящее время в США активно реализуются проекты по интеграции технологий CCS и крупных электростанций на органических топливах (табл. 7).

В штате Луизиана (США) компания G2 Net Zero LNG приступила к реализации первого в мире проекта по производству сжиженного природного газа (СПГ) с нулевыми выбросами CO₂ [48]. Проектом предусматривается производство 13 млн т СПГ в год для экспортных целей. Затраты на проект оцениваются в 11 млрд дол. Реализация проекта должна завершиться к 2027 г. Ежегодно будет улавливаться около 4 Гт CO₂. Это составляет 85% выбросов CO₂ по всей производственной цепочке, включая добычу газа и производство СПГ. Оставшиеся 15% выбросов будут покрываться различными “углеродными компенсациями”. Компания – реализатор проекта надеется, что проект окажется прибыльным, несмотря на более высокую себестоимость производства СПГ. Достигаться это будет за счет получения так называемой “премии за чистоту”. Производимый СПГ не будет иметь “углеродного следа”. В результате он получит конкурентные преимущества на рынке. Считается, что компании, не производящие чистый газ, в течение одного-двух десятилетий окажутся вне бизнеса.

В Канаде реализовано четыре проекта CCS [47]. Почти все они расположены в провинции Alberta. Извлеченный CO₂ используется для повышения нефтеотдачи пластов. В проекте Quest Industrial Capture (производительность 1 Мт CO₂ в год, в эксплуатации с 2015 г.) источником CO₂ является процесс паровой конверсии метана, предназначенный для производства водорода на нефтеперерабатывающем заводе. Оператором проекта выступает компания Shell. Проект Boundary Dam CCS Power and Capture (1 Мт CO₂ в год, 2014 г.) реализован на базе угольной электростанции SaskPower. Проект Alberta Carbon Trunk Line (1.2‒1.4 и 0.3‒0.6 Мт CO₂ в год, 2020 г.) объединяет заводы по производству азотных удобрений и нефтеперерабатывающие заводы. Оператор проекта ‒ Enhance Energy Inc. В стадии проектирования находится проект Lehigh’s Edmonton Plant производительностью 0.6 Мт CO₂ в год. Источником CO₂ и оператором проекта является цементный завод.

Большой опыт использования технологий CCS накоплен в Европе [47]. Одним из самых старых является проект Sleipner CO₂ Storage в Норвегии производительностью 1 Мт CO₂/год. Он реализован компаниями Equinor, Var Energi и Total в 1996 г. на базе газоперерабатывающего завода. Уловленный CO₂ закачивается в геологический резервуар в Северном море. За время работы установки на хранение направлено более 17 Мт CO₂. С 2008 г. в Норвегии на заводе по производству СПГ консорциумом компаний (Equinor, Petoro, Total, Engie, Norsk Hydro, Hess Norge) эксплуатируется установка CCS производительностью 0.7 Мт CO₂/год (проект Snohvit CO₂ Storage). Уловленный CO₂ направляется на хранение в геологический резервуар в Баренцевом море.

Во Франции компания Total с 2009 по 2013 г. эксплуатировала установку CCS Lacq производительностью 0.05 Мт CO₂/год. Уловленный CO₂ направлялся на хранение в истощенное газовое месторождение (depleted natural gas field) Rousse (Пиренеи). Особенностью установки являлось использование метода кислородного сжигания (oxy fuel combustion) природного газа в процессе извлечения CO₂.

На разных стадиях реализации в Европе находится много новых проектов. Так, в Нидерландах по проекту Porthos предусматривается сооружение четырех заводов по производству водорода из природного газа и общего трубопровода для доставки CO₂ в район порта Роттердам, транспортирования и последующего его захоронения в геологических структурах под дном Северного моря в 20 км от берега. Проект осуществляется консорциумом химических и нефтехимических компаний (Air Products, Air Liquide, ExxonMobil, Shell) и в нем предусматривается ежегодно отправлять на захоронение 2.5 Мт CO₂. Правительство Нидерландов планирует выделить 2.1 млрд дол. на реализацию данного проекта [49]. Сроком его завершения определен 2026 г.

Правительством Нидерландов предусматривается к 2030 г. не менее половины заявленного сокращения выбросов CO₂ обеспечить путем внедрения CCS-технологий (7.2 Мт CO₂ в год). Данный вариант декарбонизации экономики считается самым дешевым и быстро реализуемым из всех возможных [50]. Поэтому правительство страны также поддерживает проект Athos CCUS. Он инициирован сталелитейной компанией Tata Steel, которая планирует перейти на прямое производство железа с заменой кокса на водород, получаемый из природного газа. К создаваемой трубопроводной системе Athos смогут подключаться другие промышленные предприятия страны. В консорциум также вошли компании Gasunie, Energie Beheer Nederland и Port of Amsterdam. Проект планируется завершить к 2030 г. Его производительность составит 7.5 Мт CO₂ в год. Захоронение CO₂ будет производиться в Северном море на глубине 3‒5 км, а транспортирование осуществляться по подводному трубопроводу [50]. Проект финансово поддерживается Евросоюзом.

На ранней стадии проектирования находится амбициозный европейский проект Aramis CCS, который разрабатывается компаниями Total Energies, Shell и Nederlandse Gasunie [51]. Проектом предлагается создать транспортную сеть пропускной способностью 20 Мт CO₂ в год. Она предназначена для сбора выбросов CO₂ с промышленных предприятий и энергетических объектов Европы и транспортирования трубопроводами и баржами для захоронения в формации песчаников Ротлигендес (Rotliegendes) под Северным морем на глубине 3‒4 км.

Норвежским правительством финансируется создание трубопроводной сети Longship CCS, объединяющей установки по улавливанию CO₂ на цементном заводе Norcem Brevik (0.4 Мт CO₂ в год) и на заводе по переработке отходов в Осло Fortum Oslo Varme (также 0.4 Мт CO₂ в год) [52]. Сеть создается как открытая с возможностью подключения других европейских предприятий. Уловленный CO₂ будет направляться на хранение в геологические структуры под Северным морем на глубине около 2500 м. Этот поект захоронения CO₂ получил название The Northern Lights (“Северное сияние”) [53]. На первом этапе (2023‒2024 гг.) предусматривается передача на хранение 1.5 Мт CO₂ в год (в одной скважине) с расширением до 5 Мт CO₂ в год (несколько скважин) на втором этапе. На реализацию первого этапа компанией TotalEnergies с партнерами выделено 800 млн евро.

Во Франции консорциумом компаний (ArcelorMittal, Total и др.) предложен проект DMX Demonstration, заключающийся в оснащении металлургического завода в Dunkirk технологией CCS производительностью 1 Мт CO₂ в год. Уловленный CO₂ будет трубопроводным транспортом направляться на захоронение в Северное море. Сроком реализации проекта определен 2025 г. [45].

В Германии компанией Equinor разрабатывается проект H2morrow со сроком реализации до 2027 г. В нем предусматривается сооружение в земле Северный Рейн-Вестфалия завода по получению водорода из природного газа мощностью 2.7 ГВт (по водороду) [54]. Уловленный CO₂ будет направляться по трубопроводу на захоронение в геологические структуры под Северным морем. Стоимость производимого водорода составит 58 евро/(МВт ∙ ч) (2.1 евро/кг H₂) при цене природного газа 23 евро/(МВт ∙ ч), т.е. водород окажется в 2.5 раза дороже исходного газа. Две трети получаемого водорода планируется направлять на металлургический завод компании Thyssenkrupp Steel Europe для замещения части кокса. Это обеспечит выпуск до 7 Мт климатически нейтральной стали и предотвратит выбросы 11 Мт CO₂ в год (в настоящее время 18.5 Мт CO₂ в год).

Компания Eni планирует в 2025‒2028 гг. реализовать в северной части Италии проект CCS Ravenna Hub производительностью до 5 Мт CO₂ в год. Поставлять CO₂ будут местные электростанции и крупные промышленные предприятия. Затем CO₂ будет транспортироваться для захоронения в истощенные газовые месторождения, вместимость которых оценена в 300‒500 Мт CO₂. При таких объемах закачки ее будет достаточно на 60‒100 лет [45].

В Ирландии разрабатывается проект ERVIA производительностью 2 Мт CO₂ в год с завершением в 2028 г. Источниками CO₂ будут электростанции и нефтепереработка. Местом его захоронения станут геологические структуры под дном Кельтского моря. Компании Equinor и Aker Solutions планируют реализовать в 2025 г. пилотную часть проекта Preem CCS (Швеция) производительностью 0.5 Мт CO₂ в год. Источником CO₂ будет завод по производству водорода из природного газа. Хранить CO₂ планируется под дном Северного моря.

Великобритания разворачивает грандиозную программу по созданию индустрии CCS, которой отводится важнейшая роль в декарбонизации национальной экономики [45]. Для захоронения CO₂ будут использоваться геологические структуры под дном омывающих страну морей. Прежде всего, предполагается оснастить установками CCS действующие электростанции и крупные промышленные предприятия. Для этого реализуются проект Acorn (0.2 Мт CO₂ в год, запуск в 2023 г., участвуют компании Chrysaor, Shell, Total), проект Caledonia Clean Energy (3.0 Мт CO₂ в год, 2023 г., Summit Power), проект Net Zero Teesside (5.0 Мт CO₂ в год, 2026 г., British Petroleum, Total и др.). Также планируется сооружение нескольких заводов по производству водорода из природного газа, оснащенных установками CCS. Здесь следует отметить проект H21 North of England (3 Мт CO₂ в год, запуск в середине 2020-х годов, Equinor), проект Liverpool-Manchester Hydrogen Cluster (1.5 Мт CO₂ в год, 2025‒2027 гг., CADENT), проект Liverpool Bay Area CCS Project (1‒3 Мт CO₂ в год, 2025, Eni), проект Humber Zero Carbon Cluster (2.6 Мт CO₂ в год, 2026 г., Equinor).

На базе указанных проектов предполагается создать обширные трубопроводные сети для транспортирования CO₂ к морским побережьям для захоронения под дном прилегающих морей. Это сеть Humber Zero, сетевой кластер Восточного побережья (East Coast Cluster), объединяющий сети Zero Carbon Humber и Net Zero Teesside, сеть Acorn в Северной Шотландии, сеть HyNet North West в Уэльсе и Англии и др.

Сеть Zero Carbon Humber призвана сыграть решающую роль в декарбонизации одного из крупнейших индустриальных регионов Великобритании благодаря применению технологий CCS на существующих промышленных предприятиях и переходу к водородной экономике [55]. Ставится цель ‒ достичь в регионе Humber к 2040 г. углеродной нейтральности и сократить ежегодные выбросы CO₂ в Великобритании на 15%. Сеть и проекты в ее составе должны обеспечить к середине 2030-х годов улавливание не менее 17 Мт CO₂ в год и до 10 ГВт мощности водородных установок. Это позволит ежегодно поставлять до 0.5‒0.6 Мт водорода промышленным и прочим потребителям по всему региону Humber, у которых применение технологий CCS окажется технически и экономически несостоятельным. Это, как правило, небольшие стационарные потребители топлива и мобильные установки. В сеть Net Zero Teesside включаются существующие электростанции и крупные предприятия различных отраслей промышленности (производство азотных удобрений и др.). Она должна обеспечить перекачку на захоронение не менее 10 Мт CO₂ в год [56].

Необходимо отметить, что наличие удобных для захоронения CO₂ геологических резервуаров большой вместимости, собственных технологий CCS и опыта их эксплуатации, а также дешевых финансовых ресурсов будет способствовать формированию в Европе индустрии CCS в короткие сроки. Наличие такой индустрии в совокупности с имеющейся развитой инфраструктурой для диверсификации поставок природного газа создают в Европе благоприятные возможности для развития водородной энергетики. Реализация этих возможностей будет зависеть от востребованности водорода в качестве энергоносителя потребителями. В таком случае поставки водорода из России едва ли окажутся конкурентоспособными из-за дороговизны его транспортирования, даже несмотря на наличие дешевого природного газа. В то же время останутся возможности для экспорта российского природного газа в Европу.

В последние годы резко активизировались работы по реализации технологий CCS в Китае, крупнейшем в мире потребителе органических топлив, прежде всего угля [45]. Китайская компания CNPC в 2018 г. запустила на нефтяном месторождении Jilin Oil Fields установку CCS производительностью 0.6 Мт CO₂ в год. Уловленный CO₂ закачивают в пласты, чтобы увеличить извлечение нефти. В стадии подготовки к запуску находятся несколько проектов по оснащению установками CCS предприятий по глубокой переработке угля в химические продукты (аммиак, метанол и др.) и водород. Для Китая это чрезвычайно актуальная проблема. Страна является мировым лидером в данной области. Более 86% имеющихся в мире мощностей установок газификации угля находятся в Китае [21]. Из-за дешевизны угля производимые из него химические продукты оказываются конкурентоспособными с аналогичными продуктами, получаемыми из импортного углеводородного сырья [22]. Большую активность по практической реализации в Китае технологий CCS демонстрирует китайский нефтегазовый гигант Sinopec. Помимо Китая технологии CCS в Азии активно осваивают и другие страны, богатые углем.

В Австралии в 2019 г. реализован один из крупнейших в мире проектов Gorgon Carbon Dioxide Injection производительностью 3.4‒4.0 Мт CO₂ в год [47]. Оператором проекта выступает компания Chevron Australia. Она несет ответственность за утечки и другой ущерб в течение срока эксплуатации установки CCS. Источником CO₂ является добываемый здесь же природный газ с высоким содержанием данного вещества. Извлечение CO₂ осуществляется в процессе переработки природного газа в СПГ. Извлеченный CO₂ закачивается на глубину около 2 км в геологическую формацию Dupuy Formation. Выбранный подземный резервуар для хранения CO₂ считается исключительно удачным. Он образован достаточно хорошо проницаемыми горными породами, надежно изолирован от поверхности, расположен вблизи газоперерабатывающего завода. Требуется всего 7 км трубопровода CO₂. Закачка осуществляется через девять скважин. Также предусмотрены дополнительные четыре скважины для откачки вытесняемой воды и две скважины для удаления вытесняемого воздуха. Это необходимо для исключения роста давления в резервуаре и обеспечения его полного заполнения. Затраты на геологическое изучение подземного резервуара составили около 150‒200 млн дол. Капитальные затраты на реализацию проекта оценивались в 2011 г. в 2 млрд дол. [57]. За время отработки газового месторождения Gorgon планируется отправить на хранение в формацию Dupuy около 100 Мт CO₂ [58].

В Австралии большое внимание уделяется реализации проекта The Hydrogen Energy Supply Chain [47, 59]. В нем предусматривается производство около 225 тыс. т водорода в год путем газификации угля. Водород планируется экспортировать в сжиженном виде в Японию. Образующийся в процессе газификации угля CO₂ в количестве около 1.8 Мт в год будет направляться на захоронение в пористые горные породы на глубину около 1.5 км. Оценочная вместимость этого горного массива для захоронения CO₂ составляет около 31 Гт CO₂. Необходимые технологии CCS в течение 10 лет разрабатываются в рамках проекта CarbonNet Project. Данным проектом предусматривается извлечение 3.0 Мт CO₂ в год с последующим захоронением в геологических резервуарах региона Gippsland. Проект поддерживается правительством провинции Victoria.

В России компания РИТЭК в 2017‒2019 гг. успешно применяла технологию циклической закачки CO₂ в добывающие скважины (технология huff-n-puff injection) на нескольких месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Дополнительная добыча составила 3–7 т нефти на 1 т CO₂ (для условий вязкой нефти) [60].

В [61] на основе экспериментов и численного моделирования показана целесообразность закачки CO₂ в плохопроницаемые коллекторы песчаника в Западной Сибири в целях интенсификации добычи нефти. При закачке CO₂ под давлением 40 МПа эффективность вытеснения нефти достигала 87%, что сопоставимо с применением для этих целей попутного нефтяного газа (90%) и значительно лучше, чем использование метана (61%) и азота (38%). Добиться большей эффективности вытеснения нефти не представлялось возможным из-за быстрого прорыва инжектируемого газа через пласт. Масштабное применение данных технологий обеспечит экономически эффективную утилизацию довольно больших объемов CO₂.

Из представленного обзора следует, что в мире накоплен значительный опыт разработки и реализации проектов CCS. Однако для достижения целей Парижского соглашения объемы применения технологий CCS должны возрасти к 2050 г. не менее чем в 150 раз. Это сложная задача. Ежегодно в мире нужно будет запускать 60‒100 установок CCS производительностью 2‒3 Мт CO₂ в год.

России следует активно включиться в процесс создания индустрии CCS. Более того, это должно стать одним из основных приоритетов в развитии отечественной энергетики. Это объясняется, во-первых, большими масштабами использования органических топлив в стране, во-вторых, обеспечением энергетической безопасности страны на всю стратегическую перспективу вследствие наличия огромных запасов органических топлив, прежде всего угля, в третьих, наличием на территории страны геологических структур, объемы которых достаточны для надежного захоронения всех выбросов CO₂, которые будут производиться энергетикой и другими отраслями промышленности в течение всего XXI в. и далее. Освоение технологий CCS позволит сохранить в стране энергетику на органических топливах даже в самых жестких условиях декарбонизации экономики. Следует обратить внимание на то, что в России имеются огромные ресурсы ВИЭ, но в районах с высоким энергопотреблением они в основном низкого качества. Поэтому электрогенерация на базе ВИЭ будет довольно дорогой. Очевидно, что создавать индустрию CCS в стране следует преимущественно на базе отечественных технологий.

Развитие CCS должно активизировать политику технического совершенствования традиционной энергетики, основанной на органических топливах. Роль государства в ее разработке и координации процесса реализации должна быть определяющей [62]. Государству следует взять на себя затраты на геологическое изучение характеристик подземных резервуаров для хранения CO₂. Применительно к резервуарам в горных породах эти затраты могут составить около 8‒10% стоимости проектов по захоронению CO₂ [57]. Совместно с бизнесом государству целесообразно участвовать в создании трубопроводной сети для транспортирования CO₂ к местам захоронения. Наконец, обязанностью государства является формирование нормативно-правовой среды, регламентирующей развитие и функционирование индустрии CCS.

ВЫВОДЫ

1. Технологии CCS могут сыграть ключевую роль в декарбонизации мировой экономики. Они позволяют в полной мере обеспечить ее углеродную нейтральность при реализации принципа “добытый углерод после использования обратно в землю”.

2. Создание индустрии CCS открывает возможности для продолжения использования органических топлив, что особенно важно в отношении угля, и осуществления плавного перехода к энергетике, основанной преимущественно на возобновляемых и ядерных источниках энергии. Это позволит более тщательно подготовиться к такому переходу путем создания с приемлемыми затратами необходимой высокоэффективной технологической инфраструктуры.

3. Земля обеспечена геологическими ресурсами для надежного захоронения CO₂ на многие столетия вперед. Задача состоит в детальном изучении этих ресурсов для эффективного их использования и гарантирования безопасного хранения CO₂ на долгосрочную перспективу.

4. В настоящее время индустрия CCS может быть построена на основе промышленно освоенных технологий. Разрабатываемые новые технологии CCS призваны снизить стоимость улавливания, транспортирования и захоронения CO₂.

5. Развитие глобальной индустрии CCS открывает новые возможности для экспорта российских нефтегазовых топлив и угля. Это нужно учитывать при разработке стратегических документов развития энергетики России на длительную перспективу.

6. По данным зарубежных исследований, геологические ресурсы России для захоронения CO₂ могут составлять в 1.2‒8.7 тыс. Гт CO₂, из которых около 95.6% располагается на суше. Они рассредоточены по территории страны, но наиболее качественные из них находятся в Волжско-Уральском регионе, в Сибири и под дном Охотского моря.

7. Россия при ожидаемых ежегодных объемах захоронения CO₂ 0.6‒1.0 Гт CO₂ в год обеспечена необходимыми геологическими резервуарами на многие столетия вперед. Поэтому имеются веские основания незамедлительно приступить к детальному исследованию перспектив и оптимальных направлений создания индустрии CCS в России.