Проект подземной газификации угля ДТЭК и Linc Energy: есть ли смысл?

В начале декабря ДТЭК и австралийская компания Linc Energy анонсировали партнерство. Цель – реализация потенциала углей, добыча которых недоступна традиционным шахтным методом, для обеспечения энергетической независимости Украины от нестабильных и дорогих импортных поставок энергоресурсов (нефти, газа).

В качестве средства достижения этой цели избрана технология подземной газификации угля, которая предполагает газификацию угля в месте залегания при помощи воздушного или кислородного дутья, и получение синтез-газа – смеси горючих газов H₂, CO, CH₄, C₂H₆, NH₃, H₂S, ароматических углеводородов, фенолов, и негорючих балластных газов CO₂, H₂O, N₂. Linc Energy – мировой лидер в R&D и коммерческой реализации технологии ПГУ, оперирует единственным в мире промышленным предприятием в Узбекистане и демонстрационным заводом в Австралии.

Насколько реалистичны заявленные планы и что может стать результатом партнерства? Будет ли реализован этот проект и послужит ли энергетической независимости страны?

Технология ПГУ: прошлое, настоящее, и будущее

Технология подземной газификации угля отнюдь не нова. Первые попытки реализовать газификацию пласта угля были предприняты в 1912 г. в Британии (Дархэм), однако тогда развитию технологии помешала мировая война.

Дальнейшее развитие технология ПГУ получила в СССР, который, по подсчетам Департамента Энергетики США, инвестировал порядка $10 млрд. в ценах 1976 г. в течение 1930-1960 гг. В частности, в рамках программы ПГУ в УССР действовали 3 станции подземной газификации углей, в Лисичанске, Горловке, и Синельниково, использовался метод воздушного дутья. Результаты применения технологии показали, что качество получаемого газа было довольно низким, например, по объемной калорийности газ ПГУ уступал природному газу на порядок. Также, термическая эффективность такой подземной газификации была очень низкой вследствие высоких теплопотерь в тонких угольных пластах, больших объемов балластных газов азота, водяного пара, и, судя по композиции выходящего  газа, составляла не более 50%. Для сравнения – термическая эффективность процесса наземной газификации составляет 75-85%. Все эти факторы существенно затрудняли распределение газа ПГУ к конечному потребителю и его дальнейшее использование. Газ ПГУ использовался для получения тепла и совместного сжигания с углем в пылеугольных ТЭС. В1964 г. в связи с развитием добычи природного газа было принято решение заморозить работы в области ПГУ. Станции ПГУ закрыли, за исключением работающей до сих пор Ангренской станции в Узбекистане, которая в2007 г. была приобретена компанией Linc Energy.

В 1970-1980 г., после нефтяного шока, на Западе предпринимаются активные действия к развитию технологии ПГУ. В частности, в США запущено несколько пилотных проектов (Hoe Creek, Hanna, Carbon County, Centralia), новизна которых состояла в применении технологии направленного бурения, а также в том, что для дутья вместо воздуха применялась смесь кислорода и водяного пара под высоким давлением. Такая технология могла дать более качественный газ объемной калорийностью ~1/3 от калорийности природного газа, а также существенно расширить область его применения, включая производство синтетических жидких топлив, синтетического метана, продуктов химии, транспортировку к удаленным теплоэлектростанциям. К сожалению, почти все эти пилотные проекты завершились загрязнением подземных вод бензолом и фенолами вследствие слишком высокого давления дутья. Правительство США было вынуждено оплачивать работы по очистке подземных вод в течение десятилетий.

С распадом СССР в 1991 г. на Запад начинает проникать накопленная технологическая экспертиза ПГУ. Например, в 1993 г. группа выходцев из СССР основала компанию Ergo Exergy в Канаде, обладающей огромными запасами недоступных к шахтной или открытой добыче углей. В частности, Ergo Exergy стояла у истоков пилотного проекта в местечке Chinchilla, Австралия (1999 — 2003), с которого и началось развитие мирового лидера ПГУ Linc Energy. Помимо Linc Energy, опыт компании Ergo Exergy использует крупный южноафриканский энергохолдинг Eskom (кстати, по бизнес-модели полный аналог ДТЭК), стартовавший пилотный ПГУ-проект на воздушном дутье мощностью 21 МВт синтез-газа в 2010 г. с конечной целью выйти на демонстрационный завод мощностью 350 МВт к 2014-2015 г.

Суммируя опыт реализации проектов ПГУ в СССР и США, следует заметить, что основными двигателями коммерческой привлекательности ПГУ оказались:

• Мощность пластов. Залежи углей с высокой мощностью пластов позволяют значительно сократить теплопотери в процессе дутья и улучшить качественный состав получаемого газа, его объемную калорийность. Как оказалось, для получения качественного газа необходимы пласты мощностью минимум 3-5 м.
• Глубина залегания. Для коммерческой рентабельности ПГУ необходимая глубина пластов должна составлять до 500 м, что иллюстрируют пилотные проекты ПГУ по всему миру. В случае большей глубины залегания угля капитальные затраты возрастают, а с ними и стоимость конечного продукта.
• Качество угля. Идеальный уголь для эффективного процесса ПГУ – суббитуминозный, с влажностью до 30% и зольностью до 40%. Такие угли широко представлены в Австралии, США, Канаде, Индии, Китае, России. Помимо этих требований к углю, важны также требования к содержанию серы (для конечных приложений синтез-газ требует тщательной очистки от соединений серы), хлора (образующего опасные для окружающей среды диоксины), ртути (улавливание которой затруднено и влияет на капитальные затраты проекта).

В настоящий момент коммерческих реализаций технологии ПГУ в мире не существует, не считая созданной во времена СССР Ангренской станции ПГУ. Есть несколько пилотных проектов и демонстрационных заводов в Австралии, Южной Африке, Китае. Рассмотрим пример лидера отрасли и его достижения.

Кейс-пример мирового лидера, компании Linc Energy

Бизнес-модель компании Linc Energy ориентирована на производство синтетических жидких топлив (дизельное топливо, нафта) на основе синтез-газа подземной газификации углей, недоступных обычных шахтным или открытым способами, стоимость которых на рынке почти нулевая и равна стоимости роялти за разработку. Такими углями богаты Австралия, США, Канада, Индия, Китай, Россия. Linc Energy имеет отличную ресурсную базу в Австралии (Квинсленд, Южная Австралия) и США (бассейн Порошковой реки, Аляска), а также существенный запас ликвидности от продажи месторождений угля в Австралии индийской группе Adani в 2010 г. Помимо ресурсов, Linc является лидером отрасли в развитии технологии ПГУ, в частности программных средств численного и визуального моделирования процесса газификации угля, техник направленного бурения угольного пласта, техник кислородно-паровой газификации. Эти технологические преимущества позволяют Linc Energy производить синтез-газ на воздушном дутье в промышленных масштабах с себестоимостью $1.8 / ГДж, что достаточно конкурентно по сравнению с себестоимостью угольного метана $3 / ГДж и рыночными ценами на природный газ в Австралии в районе $5 / ГДж.

Помимо лидерства в процессе производства сырого синтез-газа, Linc Energy является пионером в конечном использовании синтез-газа ПГУ для производства моторних топлив (технология газ-в-жидкость, ГВЖ). Первый в мире демонстрационный завод по производству качественных нефтепродуктов из синтез-газа ПГУ мощностью 5 bpd находится в Chinchilla, Квинсленд, Австралия. Синтетическое топливо обладает существенно лучшими характеристиками по сравнению с традиционным как по эффективности сгорания (+8%), по выбросам (на порядки ниже), так и по износу двигателя в процессе эксплуатации. В настоящий момент аналогичное топливо производит лишь компания Shell, добавляя его в свой знаменитый премиальный продукт V-Power.

По оценкам Linc Energy, себестоимость производства высококачественного синтетического дизельного топлива составит $28 / bbl в случае полномасштабной коммерческой реализации. В настоящий момент ультра-низко-сернистый дизель торгуется с премией +19% к спотовой цене сырой нефти в США. Таким образом, для рентабельности производства синтетических топлив из газа ПГУ достаточно спотовой цены нефти не менее $23.4 / bbl, что гораздо выше уровня цен последнего десятилетия. Структура затрат смещена в сторону капитальных (свыше 80%), особенно на строительство завода по производству синтетических топлив. Первичная оценка капитальных затрат цикла ПГУ-ГВЖ, выполненная Linc Energy для завода в Австралии, составляет $95,000 / bpd установленной мощности, эквивалентно $1.9 млрд. для завода минимальной мощностью 20,000 bpd или 0.9 млн. тонн в год. При условии повышения термической эффективности и оптимизации процесса она может быть снижена на 22% до $74,000 / bpd. В этом случае, капитальные затраты будут сравнимы с капитальными затратами полного цикла добыча-переработка у нефтегигантов (большая пятерка Exxon, Shell, Total, BP, Chevron и российская Роснефть). Как видно из этих данных, коммерческих барьеров на пути реализации технологии ПГУ нет.

Адаптируемость ПГУ к возможностям и нуждам Украины

Несмотря на очевидные преимущества, такие как качества топлив, устойчивое премиальное ценообразование на конечный продукт, низкие выбросы, рентабельность, цикл ПГУ-ГВЖ имеет несколько существенных недостатков. Это прежде всего высокие выбросы СО2, необходимость наличия ресурсной базы угля и воды, и в меньшей степени экологические риски ПГУ.

Основным препятствием к коммерциализации технологии ПГУ являются выбросы CO2 как в процессе газификации угля, так и в процессе производства синтетического топлива. Поскольку термическая эффективность технологии ПГУ (% конверсии энергии исходного угля в энергию конечного дизельного топлива) по определению ниже 100%, а СО2-интенсивность угля как топлива в 2 раза выше нефти, то процесс неизбежно будет производить больше выбросов CO2, чем процесс добычи сырой нефти и ее переработка на обычном НПЗ. Чтобы сравнить эффективность этих процессов, обратимся к примерам. Максимальная термическая эффективность процесса подземной газификации не превзойдет эффективности хорошо изолированного наземного газификатора, которая составляет 83%. После газификации, необходима очистка синтез-газа и его конверсия в смесь водорода и угарного газа, которая путем синтеза может быть конвертирована в жидкие углеводороды. Эффективность второго шага процесса, по опыту мирового лидера синтетических топлив компании Shell, не превысит 76%. Таким образом, общая термическая эффективность процесса составит не более 63%. Опыт демонстрационного завода Linc Energy показывает, что реальная эффективность связки ПГУ-ГВЖ составляет 43%. Для сравнения, термическая эффективность производства нефтепродуктов из нефти на НПЗ составляет до 93%, а термическая эффективность завода Shell Pearl, производящего синтетическое топливо из природного газа в Катаре составляет 70%. Соответственно, сопутствующие выбросы CO2 процесса ПГУ-ГВЖ будут высоки и могут повлиять на осуществимость проекта, учитывая взятые Украиной на себя обязательства по сокращению выбросов парниковых газов в рамках Киотского протокола. С аналогичной проблемой уже столкнулась южноафриканская Eskom в своем проекте комбинированной газификации угля и генерации электроэнергии: выбросы CO2 на МВт-ч вырабатываемой электроэнергии оказались выше, чем для ТЭС, работающих на угле шахтной добычи.

В случае реализации проекта ПГУ-ГВЖ в Украине также важны ресурсные ограничения. К примеру, очень малый объем существующих залежей угля в Украине подходят для реализации ПГУ. Те, что подходят по критерию мощности (3-5 м), не подходят по составу (имеют повышенную влажность 50-60%, содержат соединения хлора и т.д.). В силу того, что капитальные затраты на создание завода по производству синтетического топлива высоки, минимальная мощность такого завода должна составлять 20,000 bpd, или 0.9 млн. тонн в год, срок работы – не менее 25 лет, и все это вместе накладывает ограничения на ресурсную базу, не менее 60 млн. тонн угля. Помимо этого ограничения, строительство завода ПГУ-ГВЖ потребует доступа к значительным источникам пресной воды, которые не всегда могут быть доступны в месте залегания угля.

Экологические риски, которые были актуальны в момент разработки технологии ПГУ в 1930-1980 г., в настоящее время в значительной степени минимизированы. Основным экологическим риском ПГУ является загрязнение подземных вод продуктами газификации (бензол, фенолы). Этот риск реализуется лишь в случае высокого давления газификации, превышающего уровень гидрогеологического давления на глубине газифицируемого пласта. В настоящее время технология ПГУ у лидеров (Linc Energy) продвинулась настолько далеко, что стало возможным в режиме реального времени измерять давление в пласте и управлять подачей газа с тем, чтобы продукты газификации не загрязняли подземных вод. Управляемость процесса газификации Linc Energy подтверждена австралийским Department for Environment and Heritage Protection (DEHP) и регулярными измерениями под надзором DEHP в течение 13 лет работы газификатора.

Выводы

Технология подземной газификации угля и последующего производства синтетических топлив может предложить коммерчески рентабельную альтернативу нефтяным топливам, однако несет в себе риски увеличения выбросов CO2 и нарушения обязательств Украины в рамках Киотского протокола. Помимо этого, есть проблема доступности достаточно крупных запасов пригодного к подземной газификации угля для организации коммерчески рентабельного производства синтетических топлив в Украине и проблема высокой капиталоемкости связки ПГУ-СЖТ и высокой стоимости капитала (%) для украинских компаний.