Варианты снижения углеродного следа при выработке электроэнергии на объектах ПАО «Новатэк»

В этой статье рассмотрены два варианта снижения углеродного следа при выработке электроэнергии в посёлке Сабетта: использование на турбинах электростанции метано-водородной смеси с закачкой получаемого при выработке водорода диоксида углерода в пласт и за счёт поставок электроэнергии от ветрового парка.

Введение

Подписанное в 2016 году Парижское соглашение по климату привело к значительному росту активности, направленной на снижение углеродного следа во многих странах и регионах мира, в том числе и в Европейском союзе. Одним из результатов данной активности в ЕС стала подготовка к введению на территории Евросоюза трансграничного углеродного регулирования.

Введение трансграничного углеродного налога в Евросоюзе, которое, согласно базовому сценарию, представленному компанией KPMG, состоится в 2025 году, может привести к тому, что российские компании-экспортёры станут ежегодно платить в бюджеты стран ЕС дополнительно до €8,2 млрд. Особенно пострадают от углеродного налога компании-экспортёры минеральных, прежде всего азотных удобрений, чёрная и цветная металлургия, экспортёры природного газа, как в трубопроводном виде, так и в виде сжиженного природного газа (СПГ).

По оценкам KPMG [1], возможны несколько сценариев введения трансграничного углеродного налога в ЕС. Базовый сценарий предусматривает налогообложение прямых углеродных выбросов, его введение планируется в 2025 году. При оптимистичном сценарии углеродный налог будет введён в 2028 году, а облагаться им будут только производства, уровень углеродных выбросов которых превышает показатели европейских компаний (в этом случае ЕС устанавливает показатели выбросов по отраслям).

При самом пессимистичном сценарии углеродный налог вводится в 2022 году, а налогообложению подвергаются и прямые, и косвенные выбросы.

Одной из российских компаний, которая может пострадать от введения трансграничного углеродного налога, является ПАО «Новатэк» — крупнейший российский экспортёр СПГ. По оценкам KPMG, при базовом сценарии введения трансграничного углеродного налога в Евросоюзе дополнительные налоговые платежи «Новатэк» могут достигать €271 млн в год (24,3 млрд рублей), что составляет примерно 10% от нормализованной (без учёта переоценки активов и продажи долей в дочерних компаниях) прибыли компании за 2019 год [2]. Одним из мероприятий по снижению углеродного следа на производственных мощностях компании в посёлке Сабетта является снижение углеродного следа при выработке электроэнергии. Далее в статье будут рассмотрены два варианта снижения углеродного следа — применение метано-водородных смесей и использование электроэнергии, получаемой из ВИЭ.

Рис. 1. Электростанция завода СПГ в посёлке Сабетта
Фото: Energybase.ru

Применение метано-водородной смеси

В декабре 2020 года ПАО «Новатэк» подписало направленное на декарбонизацию производства СПГ соглашение о стратегическом партнёрстве и сотрудничестве с компанией «Сименс Энергетика» [3]. Одним из направлений сотрудничества обозначено замещение природного газа, используемого при производстве электроэнергии и СПГ, углеродно-нейтральным водородом.

Сегодня снабжение электроэнергией промышленного комплекса в Сабетте обеспечивает ТЭЦ, состоящая из восьми газовых турбин Siemens SGT-800 общей установленной электрической мощностью 376 МВт [4].

Исходя из планов «Новатэка» по модернизации одной из восьми турбин SGT-800 мощностью 47 МВт, можно предположить {при КПД турбины 37,5% [5] и средней теплотворной способности метана 36 МДж/м³, то есть при часовом расходе метана, равном 267 м³/( МВт·ч)}, что при замене 30% метана на водород и работе турбины 8000 часов в год [6] заменить водородом придётся 3760 м³/ч или 30,1 млн м³ природного газа в год.

Объём востребованного водорода:

где 0,0899 кг/м³ — плотность водорода при нормальных условиях.

Объём водорода, который заменит 30% природного газа, составит порядка 12 тыс. м³/ч или 95 млн м³ в год. Следует отметить, что обновлённые турбины SGT-800, которые компания предлагает сегодня, отличаются от тех, что установлены в посёлке Сабетта, более высокой мощностью и КПД.

Уравнение реакции паровой конверсии метана: CH4 + H2O → CO + 3H2.

Далее углекислый газ CO дожигается до CO₂, то есть содержание углерода молярно не меняется. Таким образом, получается молярное соотношение водорода к углекислому газу 1:3.

При производстве 95 млн м³ водорода методом пароводяной конверсии будет произведено:

При плотности 1,83 кг/м³ при нормальных условиях для углекислого газа (по уравнению состояния идеального газа, то есть уравнению Менделеева — Клапейрона) получается:

Полученный диоксид углерода может быть подвергнут захоронению или использован для повышения пластового давления при добыче природного газа или нефти. Из 35 млн м³ или 63 тыс. тонн диоксида углерода производится захоронение 90% CO₂, то есть 31,5 млн м³ или 56,7 тыс. тонн CO₂ в год.

Глубокая заводская модернизация турбины может стоить до €7 млн (0,6 млрд рублей [7]), установка по пароводяной конверсии метана — примерно 1,5 млрд рублей (без строительно-монтажных работ), инфраструктура для захоронения 31,5 млн м³ углекислого газа (56,7 тыс. тонн) в год может стоить до €8,51 млн (0,77 млрд рублей, €150 за тонну [8]) в год или €255,2 млн (23 млрд рублей) за жизненный цикл проекта (по паспорту турбины это 240 тыс. часов или 30 лет при работе 8000 часов в год).

Следует отметить, что CO₂ может быть использован для поднятия пластового давления, что способно дать существенный экономический эффект за счёт повышения дебитов углеводородов, однако оценить этот эффект, не обладая обширной информацией о месторождении, не представляется возможным. Также возможно разбить строительство инфраструктуры по захоронению CO₂ на несколько этапов, перенеся часть расходов на будущие периоды.

Таким образом, с учётом строительно-монтажных работ общие затраты могут превысить 26 млрд рублей.

При сжигании только природного газа (обладающего молярной массой 16,4 кг/кмоль) получится следующее количество углекислого газа:

При сжигании метан-водородной смеси (30% водорода) с получением водорода методом паровой конверсии метана, объём выработки CO₂ составит:

MCПГO2+H2 = 0,7MCПГO2 + 0,1MCH2O2ρПГ = 0,7×183734518 + 0,1×34584481×0,682 = 130972824 кг/год или 131 тыс. тонн CO₂ в год.

Таким образом, разница составит примерно 52,76 тыс. тонн CO₂ в год. Так как для расчётов предполагается, что турбина будет эксплуатироваться 8000 часов в год (иначе придётся запланировать замену турбины через 28 лет, что значительно увеличит стоимость данного варианта), в течение 760 часов в год будет работать обычная метановая турбина, и снижения выбросов углекислого газа не будет. Предполагается, что текущее обслуживание и капитальный ремонт турбины (по паспорту это каждые 30 тыс. часов [6]) приходится на 760 часов её простоя.

Строительство генерирующих мощностей на базе ВИЭ

В случае с производством «зелёной» электроэнергии с помощью применения ветроэнергоустановки ориентировочную мощность ветропарка можно оценить исходя из необходимости замещения 30% мощности одной турбины SGT-800 или 14,1 МВт. При КИУМ ВЭУ 27% [эталонный КИУМ для проектов ВЭС, строящихся по договорам предоставления мощности (ДПМ)] и базовом режиме эксплуатации турбины SGT-800 мощность ветропарка составит примерно 52,2 МВт.

Рис. 2. Ветроустановки в посёлке Тикси (Республика Саха)
Фото: «Якутия-Daily», yakutia-daily.ru

На сегодняшний день существует несколько компаний, которые производят ветроэнергоустановки для работы в арктических условиях. Из них можно выделить датскую компанию Vestas со арктическими ВЭУ V117–4.2 в варианте Typhoon (мощность 4,2 МВт, есть примеры работы в арктической зоне Норвегии [9]) и японские ВЭУ Komaihatec KWT300 установленной мощностью 300 кВт (рис. 2), которые установлены в арктической зоне России. Российское оборудование в арктическом исполнении на рынке отсутствует, однако и японская компания Komaihatec, и Vestas подумывают о локализации своего оборудования для арктических территорий.

Исходя из стоимости 1 МВт в €3,5 млн со строительно-монтажными работами (данная цифра определена авторами на основании опросов экспертного сообщества) общую стоимость ветропарка

в 54,6 МВт (13 ВЭУ) можно оценить примерно в €191,1 млн или примерно в 17,2 млрд рублей.

Снижение углеродного следа при реализации данного варианта составляет:

MCO₂ПГ+ВЭС = 0,3MCO₂ПГ = 0,3×183734518 = 55120355 ≈ 56 тыс. тонн CO₂ в год.

Сравнение вариантов производства электроэнергии на метано-водородной смеси и на базе ВИЭ

Если сравнить два предложенных выше варианта, то при примерно равных показателях по снижению углеродного следа вариант ветропарка выглядит более привлекательным с экономической точки зрения, чем вариант с применением метано-водородной смеси. Важным фактором является отсутствие на сегодняшний день серийной SGT-800, работающей на метано-водородной смеси. В то же время существенным плюсом варианта с метано-водородными смесями является возможность использования CO₂ для поднятия пластового давления на месторождениях, что может дать существенный позитивный экономический эффект за счёт роста дебитов.

Выводы

С учётом введения в Евросоюзе трансграничного углеродного налога экспортно-ориентированные отрасли экономики, в том числе и газовая промышленность, могут столкнуться с заметным ростом налоговой нагрузки при экспорте продукции в страны ЕС. Одной из пострадавших от введения налога компаний может стать ПАО «Новатэк». Одним из вариантов минимизации последствий от введения углеродного налога для компании является снижение углеродного следа от выработки электроэнергии для объектов по добыче газа и производства СПГ в посёлке Сабетта.

Сравнение вариантов производства электроэнергии в посёлке Сабетта с использования метано-водородной смеси и от ветропарка показывает, что вариант с ветровым парком при примерно равном снижении углеродных выбросов выглядит несколько предпочтительнее. Кроме того, на сегодняшний день использование метано-водородной смеси на турбинах не является отработанной технологией, подобные установки отсутствуют в серийном исполнении.

В то же время через несколько лет метано-водородные турбины должны выйти в серийное производство и получить более широкое распространение, полученный же в результате пароводяной конверсии углекислый газ может быть использован на газовых месторождениях для повышения пластового давления, что может привести к увеличению дебитов существующих скважин и значительно улучшить экономику варианта с использованием метано-водородной смеси.