Гайд по управлению углеродным следом нефтеперерабатывающего завода

Нефтеперерабатывающие заводы — ключевые элементы российской экономики, которые одновременно оказывают существенное воздействие на экологию регионов присутствия. Расположенные часто вблизи жилых районов, эти промышленные гиганты влияют на качество жизни миллионов россиян. Елена Газизянова рассказала, почему важно следить за углеродным следом и дала рекомендации по его управлению на НПЗ

Согласно отчету Газпрома, общий объем выбросов парниковых газов компании в 2023 году составил 209,55 млн. тонн CO₂-экв. из которых 7,74 млн тонн CO₂-экв. приходится именно на нефтепереработку.

Не отстает и Лукойл, выбросы которого в 2023 году составили 36,539 млн. тонн CO₂-экв. , из которых 15,359 млн тонн CO₂-экв. — это выбросы от переработки углеводородов.

Компания Роснефть сообщила, что ее выбросы в 2023 году составили 77,15 млн тонн CO₂-экв., из которых 62,47 млн тонн CO₂-экв. — это прямые выбросы, а 14,68 млн тонн CO₂-экв. — косвенные выбросы, связанные с потреблением энергии.

Интересно, что Киришинефтеоргсинтез (КИНЕФ), основной бенефициар которого Сургутнефтегаз, зафиксировали выбросы на уровне 3,23 млн тонн CO₂-экв. за 2018 год

Эти цифры подчеркивают не только масштабы проблемы, но и важность принятия мер по управлению углеродным следом. Учитывая, что НПЗ находятся в непосредственной близости от населенных пунктов, вопросы экологии и здоровья местных жителей напрямую зависят от того, как ответственно компании подходят к вопросам выбросов и воздействия на природу.

Для эффективного управления углеродным следом необходимо точно определить его размер. В мировой практике используются два основных подхода — это GHG Protocol и ISO 14064, аналогом которого в РФ является ГОСТ Р ИСО 14064-1-2021

GHG Protocol (Протокол учета парниковых газов)

Разработан Институтом Мировых Ресурсов и Всемирным советом деловых кругов. Выделяет три категории выбросов:

Этот подход позволяет предприятиям не только оценить свои выбросы, но и выстроить систему мониторинга и управления ими, что в дальнейшем может помочь улучшить их экологическую и социальную ответственность

ISO 14064 / ГОСТ Р ИСО 14064-1-2021

Международный стандарт, предлагающий методологию для:

Этот стандарт также использует разделение на охваты (Scopes), но делает акцент на более строгие требования к методам измерений, верификации и отчётности.

Он предусматривает независимую проверку данных, что повышает доверие к результатам и улучшает репутацию компаний, публикующих такие отчёты.

Для оценки углеродного следа НПЗ и других крупных предприятий важно регулярно проводить мониторинг выбросов:

Отправной точкой формирования стратегии снижения углеродного следа НПЗ является детальный аудит текущих выбросов, позволяющий определить базовый уровень эмиссий CO2 для каждого производственного участка и выявить наиболее углеродоемкие процессы. На основе этих данных междисциплинарная рабочая группа разрабатывает конкретные цели, дорожную карту и бюджет программы декарбонизации.

Основой низкоуглеродной трансформации НПЗ является глубокая модернизация ключевых производственных процессов. В первую очередь, это касается перехода с производства серого водорода на зеленый, получаемый путем электролиза воды с использованием возобновляемой электроэнергии или использование голубого водорода, производство которого осуществляется с реализацией системы улавливания СО2. Данный этап может обеспечить снижение выбросов на 10-20%.

Другим важным направлением является электрификация энергоемких процессов — замена газовых котлов на электробойлеры, внедрение электронагрева в установках коксования и нагревательных печах. Совокупный эффект этих мер оценивается в 10-15% сокращения эмиссий CO2.

Значительный потенциал снижения углеродного следа связан с оптимизацией установок каталитического крекинга (FCC). Внедрение систем улавливания и утилизации CO2 из дымовых газов FCC с последующим производством например метанола, наряду с применением более эффективных катализаторов, позволяет добиться 5-8% снижения выбросов.

Отдельного внимания заслуживает проблема утечек метана. Для ее решения необходимо внедрение системы непрерывного мониторинга (LDAR), замена устаревшего оборудования, минимизация факельного сжигания. Совокупный эффект этих мер может достигать 2-3% снижения выбросов в CO2-эквиваленте.

Помимо уже упомянутых мер, стратегия декарбонизации НПЗ должна включать и ряд других технических решений:

Организационные преобразования. Ключевой аспект здесь — работа с персоналом. Необходимо помочь сотрудникам освоить принципы энергоэффективной эксплуатации оборудования. Внедрение системы мотивации за достижение целей по снижению выбросов повысит вовлеченность коллектива в "зеленые" инициативы. Не менее важна и регулярная коммуникация, информирующая персонал о прогрессе декарбонизации их предприятия.

Интеграция возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Собственная генерация на базе солнечных и ветровых установок позволит снизить косвенные выбросы, связанные с потреблением электроэнергии из сети.

Повышение энергоэффективности. Замена устаревших печей, котлов, компрессоров на современные образцы с высоким КПД, оптимизация режимов работы оборудования, утилизация тепла — все это ведет к сокращению удельного потребления энергии на единицу продукции.

Цифровизация процессов. Внедрение цифровых двойников установок, предиктивной аналитики, оптимизационных моделей способствует как росту энергоэффективности, так и снижению потерь и утечек.

Модернизация реакторного блока. Разработка и внедрение инновационных катализаторов гидроочистки, гидрокрекинга, риформинга с пониженным коксо- и сероотложением повышает межрегенерационный пробег, снижает частоту энергозатратных процедур регенерации и замены катализатора.

Оптимизация логистики. Минимизация транспортных плеч, переход на трубопроводную доставку сырья и продуктов, использование низкоуглеродных видов транспорта также вносит вклад в общий баланс декарбонизации.

В долгосрочной перспективе стратегия декарбонизации НПЗ неизбежно потребует диверсификации производства. Одним из перспективных направлений является освоение выпуска устойчивого авиационного топлива (SAF), например, из растительного масла. На сегодняшний день, в мире уже реализованы первые пилотные проекты производства устойчивого авиатоплива на базе “зрелых” НПЗ с использованием имеющихся активов.

Реализация описанного комплекса технических мер в сочетании с кардинальной перестройкой системы управления, мотивации и обучения персонала способна обеспечить снижение прямых выбросов НПЗ на 35-40%. Это, в свою очередь, приведет к заметному росту энергоэффективности предприятия. Однако для достижения столь амбициозных целей необходим стратегический подход, предполагающий не просто набор разрозненных улучшений, но системную трансформацию производственного комплекса в направлении низкоуглеродного развития.

Лукойл активно внедряет возобновляемые источники энергии. В 2023 году компания произвела 2120 млн кВт·ч электроэнергии из ВИЭ, инвестировав в эти объекты 804 млн. рублей.

Газпром нефть инвестирует около 30 млрд. рублей в проект по улавливанию и захоронению углерода в Оренбургской области. Первый этап предполагает ежегодную закачку около 1 млн тонн CO2.

ПАО “Татнефть” реализует проект полезного использования до 25 млн. тонн дымовых газов с Нижнекамской ТЭЦ и планирует улавливать более 12 млн. тонн CO2 на водородной установке комплекса ТАНЕКО.

Ключевой фактор успеха декарбонизации в России — соблюдение баланса между экологическими целями и экономической целесообразностью. Инвестиции в снижение углеродного следа должны опираться на три принципа:

Важно: С 2028 года в России планируется запуск системы взимания платы за углерод, что сделает управление углеродным следом не только экологическим, но и экономическим императивом для всех НПЗ.

Трансформация нефтеперерабатывающей отрасли в контексте глобального энергетического перехода — это не только вызов, но и возможность для российских компаний укрепить свою конкурентоспособность на мировом рынке и обеспечить устойчивое развитие на десятилетия вперед.