В «зелёном» тренде: американскому СПГ посчитают углеродный след

Авторская колонка Александра Собко

На прошедшей неделе компания Cheniere Energy, крупнейший в США производитель СПГ, осуществила первую поставку полностью (то есть, с учётом сжигания у конечного потребителя) углеродно — нейтрального СПГ, топливо пришло в Европу. Напомним, что полная углеродная нейтральность достигается за счёт компенсационных механизмов (в данном случае покупка так называемых «оффсетов» из портфеля Shell, к примеру, это могут быть компенсационные высадки лесов), ранее партию такого же углеродно — нейтрального СПГ реализовал и российский «Газпром». Расчёты выбросов углекислого газа при поставке такого СПГ производятся на основе оценок DEFRA (департамент правительства Великобритании), согласно которому 1 тонна СПГ приводит к эмиссии 3,42 т CO2 (на всём цикле от добычи до сжигания у конечного потребителя). Из них, по оценкам DEFRA сжигание ответственно за 2,54 тонны, оставшиеся 0,88 тонны – выбросы по всей производственной цепочки. Напомним, что расчёт с помощью простой химической стехиометрии говорит о том, что при сгорании 1 тонны метана образуется 2,75 тонн углекислого газа.

Так или иначе, событие это символическое, в настоящее время в мире состоялось считанное (менее 20) число поставок полностью углеродно — нейтрального СПГ, поэтому скорее здесь мы видим имиджевую составляющую. Причины того, что такие поставки оказываются разовыми, понятны. Во-первых, компенсация выбросов сильно увеличивает стоимость СПГ. Даже при относительно скромной цене выбросов (на уровне текущих цен в ЕС), скажем, в $60 за тонну СО2, простой расчёт показывает, что стоимость тонны углеродно — нейтрального СПГ увеличится в таком случае на 60*3,42=205 долларов. Для сравнения, цена газа в $7/млн БТЕ соответствует $340 за тонну СПГ.

Во-вторых, никаких «оффсетов» не хватит, чтобы сделать все поставки углеводородов полностью углеродно — нейтральными. Да, в перспективе может развиваться CCS (улавливание и хранение углекислого газа — уже на стадии сгорания топлива у конечного потребителя), но пока этих проектов тоже считанное число, да и цена захоронения углекислоты с помощью CCS (при улавливании уже на ТЭС) значительно превысит те же $60 за тонну.

В настоящее время усилия производителей СПГ будут направлены на минимизацию выбросов по цепочке добыча-сжижение-транспортировка. То есть, те самые оставшиеся 0,88 млн т углекислого газа на тонну или примерно 26% от всех выбросов. Но разумеется, эта «средняя по больнице» цифра. Есть основания предполагать, что уже в ближайшем будущем, когда «зелёность» СПГ станет одним из факторов конкурентоспособности, объёмы эмиссии будут учитываться не по средним значениям, а рассчитываться в каждом конкретном случае. И именно здесь развернётся основная борьба за уменьшение показателей. А оценка BNEF предполагает возможность значительных разбросов:

Вкратце пройдёмся по производственной цепочке.

Добыча. Здесь уже появляются первые оценки выбросов при сланцевой добыче. На приведённом ниже графике Rystad Energy все данные о выбросах представлены в расчёте не баррель нефтяного эквивалента, при этом есть бассейны по добыче как сланцевой нефти, так и газа, а также смешанные.

Для простоты оценок возьмём месторождение Haynesville, где добывается преимущественно сухой газ. Если считать, что 1 баррель нефти содержит 5,6 млн БТЕ, то выбросы в 7,5 кг углекислого газа на б.н.э. соответствуют 1,34 кг на млн БТЕ. Даже при цене углекислого газа в 100 долларов за тонну, выбросы в 1,34 кг соответствуют всего 0,134 доллара за млн БТЕ. Или при текущей цене газа в $3 за млн БТЕ, расходы на компенсацию выбросов углекислоты можно оценить по верхней границе примерно в 4,5% от стоимости этого сырья.

Посмотрим с другой стороны. 1 млн БТЕ — это 20,5 кг метана. Получается, что на добычу 20,5 кг метана приходятся выбросы в 1,34 кг углекислоты, что в свою очередь соответствуют сгоранию всего 0,5 кг метана. Получается, что при таком допущении на энергетические затраты по добыче уходит 2,4% от получаемого газа. Это немного, но вопрос в том, какие затраты считать? В данных оценках речь, вероятно, идёт только об операционных энергетических затратах на месторождении (scope 1). Одновременно, отдельным аспектом остаётся вопрос утечек метана при сланцевой добыче , который является намного более сильным по сравнению с СО2 парниковым газом.

Идём дальше: сжижение. Здесь всё более понятно — эти 8-10% соответствуют «классическим» энергетическим расходам на сжижение, объёму газа, который уходит на энергетические нужды.

Пути снижения выбросов на этом этапе известны. Один из них — CCS углекислого газа, выделяемого при сгорании топливного газа в турбине. Примеров много: этот вариант уже прорабатывает Катар для своих новых СПГ-проектов. А в тех же США проект Rio Grande LNG компании Next Decade (инвестрешения пока нет) также объявил, что будет использовать CCS для минимизации собственных выбросов и уже заключил соответствующие контракты с подрядчиком. Альтернативный вариант — использование электрического привода компрессоров, при условии, что будет использоваться возобновляемая энергия. На практике, конечно, энергия берётся из общей сети, но за счёт соответствующих договоров с производителями возобновляемой электроэнергии, эти затраты учитываются с нулевой углеродной эмиссией.

Дальше идёт транспортировка. Известно, что около 0.1-0,15% от перевозимого СПГ в сутки испаряется (т. н. boil-off gas) и используется как топливо для движение газовоза. Соответственно, длительность маршрута напрямую влияет на объём углеродных выбросов. Например, 10 дней пути (с учётом обратного хода) приведут к углеродным выбросам, соответствующим 2-3% от объёма перевозимого газа. Но есть и более длинные маршруты. А в вывозе с российского Ямала, помимо длительности, необходимо использование газовозов ледового класса, которые очевидно энергозатратнее в силу необходимости преодолевать льды. Эмиссия углекислого газа при регазификации примерно соответствует энергозатратам на процесс.

Так или иначе, пока мы видим только первые шаги по оценке «парникового следа» (здесь и углекислота, и метан) при добыче газа и производстве СПГ. Вопросов остаётся много — например, какие энергетические затраты включать в оценку. Ведь ещё и косвенные энергетические затраты: к примеру энергетические затраты на производство стали для труб. Хотя, скорее всего, они учитываться не будут (в таком случае, кстати и «ветряки» окажутся не на 100% зелёными). Уже упомянутая американская Next Decade создала совместное предприятие для мониторинга эмиссии парниковых газов при производстве СПГ. А крупный американский газодобытчик EQT заказывает оценку своих выбросов (включая метан!) при добыче газа в регионе Appalachia (cюда входит знаменитое сланцевое месторождение Marcellus) и считает, что на данном месторождении эти выбросы минимальны. Действительно, если обратиться к оценкам Rystad Energy (рисунок выше), то Appalachia имеет минимальный уровень выбросов. Но отметим, что расчёт здесь идёт на баррель нефтяного эквивалента суммарной добычи, а на месторождении добывают «жирный» газ с большим количеством фракций С2-С5.

Показательно, что за подобные оценки активно взялись и американские производители, которые (в отличие от европейских majors) всегда более «спокойно» относились к проблеме выбросов. Не исключено, что в ближайшем будущем и российским экспортёрам газа и СПГ придётся оценить свой «парниковый след» (и по возможности — сократить его теми или иными способами). И если окажется, что российские поставки приводят к меньшей эмиссии парниковых газов по сравнению с конкурентами, это позволит получить и определённое преимущество на рынке.