Немцы во время Второй мировой войны придумали вместо кофе напиток из цикория, вместо масла – маргарин, а топливо для танков и самолетов гнали из угля. Суррогаты именовались «эрзацами» (в переводе с немецкого буквально «заменитель»). В Третьем рейхе был эрзац-бензин, пекли эрзац-хлеб (с добавлением картофельного порошка), делали эрзац-колбасу (из гороховой муки) и даже валяли эрзац-валенки (из прессованной соломы). Но если практически все это осталось в далеком прошлом, то искусственный бензин из разного рода веществ, содержащих углерод, получил в XXI веке вторую жизнь. Как утверждают эксперты, топливо можно производить практически из всего, что содержит углерод. Гнать топливо из угля Берлин в XX столетии заставила нужда: до того, как вермахт добрался до нефтяных полей Румынии, доступа к месторождениям у Германии не имелось.
Интенсивные поиски промышленных способов получения синтетического моторного топлива из угля начались еще в 1920-х. На рубеже 1930-х немецким химикам удалось разработать уникальную технологию получения топлива из угля. Она получила название процесса Фишера – Тропша, по фамилиям немецких ученых, его придумавших. Но есть одна проблема: процесс достаточно дорогой и сложный. Поэтому применять его имеет смысл только в том случае, если, как говорится, некуда деваться, как в случае с фашистской Германией. Кстати, в Советском Союзе в период Великой Отечественной войны грузовики ездили на дровах: в багажнике располагался паровой котел. А кофе из цикория и маргарин – это и вовсе наше недавнее прошлое. Строительство заводов по выпуску синтетического бензина началось в Германии уже в 1938 г., а к 1944 г. их количество достигло 25. Хотя стоимость синтетического бензина значительно превышала цену выработанного из обычной нефти, в условиях масштабных боевых действий с этим никто не считался. Эрзац-бензином на первых этапах войны обеспечивалось 90% потребности в горючем для авиации и примерно 68% – для наземных транспортных средств и военной техники.
Эрзац-контрибуция
После Второй мировой часть заводов и технологий получил Советский Союз. В частности, трофейная установка проработала на Новочеркасском заводе синтетических продуктов до 1990-х годов. Но процесс Фишера – Тропша оказался невостребованным у нас в стране, так как стоимость топлива из добываемой нефти до последнего времени была намного ниже стоимости синтетического топлива. Второе рождение технология Фишера – Тропша получила в Южной Африке, куда после падения Третьего рейха переехали из Германии многие ученые. Проблема была точно такая же: отсутствие собственных месторождений нефти при внушительных залежах угля. И конечно же, как и в Германии, имела место напряженная политическая ситуация: возможное введение санкций в отношении ЮАР из-за режима апартеида. Эмбарго так и не ввели, но страна заранее начала перестраивать промышленность, чтобы ориентироваться на собственные ресурсы и, в частности, производство синтетической нефти из угля. В ЮАР существенно доработали катализатор, который является основной составляющей частью реактора нового типа, сделав процесс перегонки более эффективным и экологичным. В настоящее время ЮАР – одно из немногих государств в мире, где синтетическая нефть производится в промышленных масштабах. Еще два завода работают в Катаре, также в нескольких странах есть малотоннажное производство. На четырех действующих предприятиях в ЮАР производится примерно 24 млн литров топлива в день.
Третье поколение технологии было разработано во время арабского кризиса в начале 1970-х. Тогда ближневосточные государства резко ограничили доступ Европы и США к запасам углеводородов, и такие компании, как BP и Shell, начали активно развивать технологии производства синтетической нефти. Но кризис закончился, нефть вновь подешевела, и до промышленного производства синтетического «черного золота» дело так и не дошло. Хотя бросать перспективную технологию не стали, ее дорабатывали, и к концу 2011 года Shell закончила строительство в Катаре завода по выпуску синтетического топлива. «Стоимость этого проекта превышает $20 млрд при производстве 7 млн тонн топлива в год. И еще примерно столько же разных побочных продуктов – от восков до прекурсеров масел. Это очень дорогая технология. Я не знаком с точными коммерческими условиями, но предполагаю, что Катар обеспечил компании бесплатный доступ к газу», – говорит Валерий Баликоев, президент компании «Инфра технологии». По его словам, Shell использует собственную технологию и катализаторы, и в результате из газа, помимо синтетической нефти, получается свыше десяти наименований различных продуктов. Помимо собственно дизеля и бензина, выходят «сопутствующие» фракции – это воски, масла и многое другое, что очень тяжело продать в столь огромном количестве.
Лишним подтверждением перспективности производства синтетической нефти является то, что в разработку данной технологии вложил деньги Роман Абрамович. У него настоящее чутье на подобного рода проекты. В прошлом году он инвестировал 5 млн фунтов стерлингов в компанию Oxford Catalysts из Великобритании, занимающуюся разработкой технологии и производством синтетического жидкого топлива из природного газа. Владелец футбольного клуба «Челси» через свою Ervington Investments приобрел 4 млн акций Oxford Catalysts, став, таким образом, владельцем 3,5% ее уставного капитала.
Но Oxford Catalysts, Shell и заводы в ЮАР – далеко не единственные, кто работает в области синтетического топлива. Валерий Баликоев, почти двадцать лет занимавшийся строительством подземных коммуникаций, решил вложиться в это направление и даже нашел соинвестора – участника списка Forbes (87-е место) с состоянием $1,2 млрд, Константина Николаева (генеральный директор группы «Н-Транс»). В настоящее время в компанию «Инфра технологии» вложено уже несколько десятков миллионов долларов. Работающие там российские ученые создали принципиально новый катализатор и технологию его использования. Ее особенность: компактность, более высокая производительность, а самое главное – прозводство единственного продукта – нефти премиум-качества. «Инфра» построила две испытательные установки в Москве, на очереди – строительство пилотного завода в США.
Тяга к хайтеку
«Я никогда не был связан с нефтяной отраслью. Заканчивал факультет прикладной математики Института электронного машиностроения, но в силу жизненных обстоятельств занимался совершенно другими направлениями бизнеса, в частности строительством. Однако всегда была тяга к науке и технике», – рассказывает Валерий Баликоев. Он искал какой-нибудь проект в области научного стартапа, куда можно было бы вложить заработанные на других направлениях деньги. В 2009 г. случай свел его с группой ученых, которые в силу различных обстоятельств оказались не у дел и не могли реализовать собственные идеи в области нефтехимии. «Мне о них рассказал один из школьных друзей. Он работал в инвестгруппе при «Северстали» и, в частности, занимался поиском перспективных стартапов в области науки и техники», – вспоминает Валерий Баликоев. На тот момент группа ученых осталась без лаборатории, и основатель компании «Инфра технологии» договорился о выделении им площадки для работы на базе одного из институтов Троицка. Они придумали технологию, как лучше и дешевле преобразовывать газ, уголь, все, что содержит углерод, в нефть.
Превращать содержащие углерод вещества в газ научились почти сто лет назад, но вот как из этого газа сделать топливо, отвечающее современным стандартам, да еще и дешевое, – большая проблема. Точнее, делать его могли еще во времена Третьего рейха, но оставалось очень много попутных продуктов: парафины, масла и многое другое, что весьма сложно в дальнейшем использовать. Кроме того, топливо получалось не очень высокого качества. Стояла задача, как произвести топливо, не только соответствующее стандартам, но и с минимальным выходом побочных продуктов, а также чтобы себестоимость производства была невысокой.
«Нефть по сути своей – это страшная гадость, которая, помимо полезных в промышленности веществ, содержит еще множество крайне вредных элементов, которые необходимо утилизировать. Достаточно посмотреть на нефтеперегонные заводы, представляющие собой огромные и суперсложные производства», – подчеркивает Валерий Баликоев. Что касается синтетической нефти, то для этого достаточно примерно 10% от производственных мощностей классического НПЗ. При сжигании дизеля или бензина, полученного из синтетической нефти, образуется только углекислый газ и вода, в выхлопе автомобилей вообще нет никаких вредных для экологии примесей – ни серы, ни свинца, ни канцерогенов. На первый взгляд кажется, что технология представляет собой какой-то «грааль». Но это лишь на первый взгляд. «Учитывая значительные запасы традиционных энергоносителей в России, а также отсутствие системы стимулов для производителей, выпускать такое топливо, а для потребителей его использовать... Процесс увеличения доли на рынке у синтетического топлива займет несколько лет, – рассуждает ведущий эксперт УК «Финам менеджмент» Дмитрий Баранов. – Понятно, что определенные работы в нашей стране по созданию синтетического топлива уже ведутся, изучаются имеющиеся технологии, делаются попытки создать собственные технологии, но пока, что называется, все происходит на опытном уровне и промышленных масштабов не достигло». Валерий Баликоев признался, что ему уже поступали предложения о продаже разработанной технологии. О порядке цен он говорить отказался, но отметил, что уже несколько лет ведет переговоры с российскими и зарубежными нефтяными компаниями. В частности, с ТНК-BP, но, когда последнюю поглотила «Роснефть», процесс забуксовал. В самой «Роснефти» никак не прокомментировали интерес к производству синтетической нефти. Также Валерий Баликоев вел переговоры об участии в проекте «Роснано», однако, как он сам признается, лишь потерял на этом полтора года – никакого результата. Причем в переговорном процессе участвовал в том числе и глава госкорпорации Анатолий Чубайс. Почему этот проект оказался неинтересен, в «Роснано» не ответили, сославшись на большую занятость.
Труба на шельф
«Технология производства синтетической нефти может быть очень востребована для утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). Россия его сжигает больше всех в мире, на втором месте – Нигерия, которая сильно отстает в объемах», – говорит Валерий Баликоев. По оценкам Мирового банка, свыше 40 млрд кубометров газа в год у России сгорает в факелах. По энергетическому эквиваленту это соответствует примерно 10% всего добываемого «Газпромом» «голубого топлива». Хотя наши официальные цифры более умеренны: по данным Минприроды, ежегодно сжигается «всего лишь» 15 млрд кубических метров газа. Как бы то ни было, но это колоссальные деньги. Однако если у компании нет инфраструктуры по перекачке газообразного топлива, то девать его, по сути, просто некуда. Добывая нефть, компании сжигают попутный газ, ведь пускать его в нефтяную трубу нельзя, а для переработки нет ни технологий, ни мощностей. При этом попутный газ – идеальное сырье для производства синтетической нефти. В нем более высокое содержание углерода, и при перегонке получается качественное сырье. По характеристикам оно практически совпадает с обычной сырой нефтью, его можно закачивать сразу в трубу, смешивая с потоком, идущим из скважины. «У нас есть официальное заключение, что получаемая в результате синтеза «жидкость» является нефтью и прекрасно смешивается с обычной сырой нефтью, лишь улучшая ее показатели», – подчеркивает Валерий Баликоев. С 2011 г. правительство РФ усиливает давление на нефтяные компании, чтобы они занимались переработкой попутного газа, а не сжигали его, но пока результаты не впечатляют. В тех же США с 2015 г. будет запрещено сжигать попутный газ, в Норвегии запрещено уже давно. Но нашу страну очень сложно сравнивать с Западом, и в первую очередь из-за большой удаленности месторождений от транспортных магистралей. Нет никакого смысла строить отдельную газовую трубу рядом с нефтяной, тем более, что выход попутного газа из нефтяных скважин непостоянен, и проект попросту может оказаться нерентабельным.
Вторым направлением применения может являться монетизация удаленных газовых и угольных месторождений. К ним необходимо строить газопроводы или железные дороги, что влетает в копеечку и сказывается на себестоимости продукции. Расчеты показывают, что на таких месторождениях выгодно строить заводы по получению синтетического топлива, оно более востребовано на рынке, его легче хранить и транспортировать, а самое главное – месторождение становится рентабельно разрабатывать: технология впервые позволяет делать деньги на конвертации в топливо.
Не говоря уже о том, что мини-заводы по производству синтетической нефти можно ставить прямо на буровых платформах, добывающих «голубое топливо» на шельфе. Сейчас их строят поближе к берегу, где есть доступ к транспортной инфраструктуре или заводам по сжижению газа, как на Сахалине. По дну прокладывается труба, по которой сырье и поступает на завод или в транспортную систему. Если использовать новые технологии, то привязка к берегу для добычи шельфового газа не нужна и можно разрабатывать месторождения фактически где угодно. «Есть еще ниша низконапорных газовых месторождений. «Газпром» добывает топливо на месторождениях с высоким давлением, чтобы не нужно было его качать еще на стадии добычи. Там, где давление упало, скважина консервируется. В таких месторождениях может оставаться до 30% недобытого газа. «Газпрому» они неинтересны, а для нас это буквально «золотое дно», – говорит Валерий Баликоев. В «Газпроме» не стали отвечать на вопросы про разработку законсервированных месторождений с использованием заводов по производству синтетической нефти, посоветовав обратиться в «Газпром нефть». Там также проигнорировали вопросы «Ко». «Это яркий пример того, что нефтяникам и газовикам неинтересно вкладываться в новые технологии. Или они сами разрабатывают нечто подобное, но пока не афишируют это», – предполагает один из экспертов. «Мы знаем, что они разрабатывают, – добавляет Валерий Баликоев. – В «Газпром нефти» уже несколько лет существует и обсуждается программа испытательной установки. Мы больше года пытались убедить их поучаствовать в строительстве нашей пилотной установки, которую можно было бы быстро запустить в серийное прозводство и решить их проблему с факелами на месторождениях, но все так и осталось на уровне разговоров». В «Газпроме», точнее, в его научном подразделении, тоже много лет ведутся разговоры и тратятся деньги на исследование старых и неперспективных катализаторов для получения восков. В прошлом году компания «Инфра технологии» продала ему часть своей, еще первой испытательной установки, но, по всей видимости, ее так и не запустили.
Синтетические конкуренты
Реактор, производящий синтетическую нефть, у «Инфра технологий» в три-четыре раза эффективнее, чем у Shell, утверждает Валерий Баликоев. Соответственно сама установка может быть в несколько раз меньше при той же производительности и в два раза дешевле. Учитывая, что Shell использует старую технологию и при производстве синтетической нефти получается много дополнительных продуктов, ее заводы занимают огромные территории, сравнимые по площадям с классическими НПЗ. Строить такие предприятия рядом с небольшими месторождениями не имеет смысла, а доставлять попутный газ из отдаленных регионов опять же нерентабельно. Поэтому в компании «Инфра технологии» пошли по совершенно иному пути: там планируют выпускать модульные установки, которые, как конструктор «Лего», можно собирать и разбирать, в зависимости от потребностей добывающей компании на том или ином месторождении. Эти модули проектируются таким образом, чтобы их можно было перевозить в морских контейнерах и легко доставлять практически в любую точку земного шара. Но для того чтобы начать коммерческое использование новой технологии, ее необходимо обкатать в промышленном масштабе. Именно для этого уже спроектирован и в скором времени начнет строиться завод в Техасе (США). «Там много месторождений поблизости и огромное количество инженерных компаний, которых легко привлечь к реализации проекта», – поясняет Валерий Баликоев. Правда, мощность нового предприятия невелика – порядка 4000 тонн нефти в год, его стоимость – $10–15 млн. Серийные установки должны будут обходиться дешевле. Компания пыталась найти площадку для строительства завода в России, но оказалось, что в США это сделать гораздо проще. «Мы хотели поставить нашу установку на Московском НПЗ, но «Газпром нефть» этим не заинтересовалась», – сетует Валерий Баликоев. Но если завод в Техасе докажет свою эффективность, то установки по выпуску синтетической нефти выйдут на рынок. Стоимость одного блока будет составлять $7–8 млн. Себестоимость производства синтетической нефти из попутного газа на таких установках будет равняться примерно $20 за баррель при условии, что попутный газ бесплатен – он все равно сжигается. «Проект постройки завода по производству синтетической нефти потребует колоссальных инвестиций. Скорее всего, нужны иностранный опыт в части технологий и высокоточное оборудование, в том числе и для улучшения качества нового продукта», – сомневается в перспективах подобных проектов старший аналитик «Альпари» Анна Бодрова. Тем временем отечественные нефтяные компании активно разрабатывают сходные технологии. Президент РИТЭК («дочка» «ЛУКОЙЛа») Валерий Грайфер недавно сообщил, что компании удалось получить синтетическую нефть из керогена. Компания «ТАИФ-НК» (Татарстан) вложила $1,5 млрд в строительство завода по выпуску синтетической нефти из битума и мазута.
Востребованная, но не экономичная
«Сейчас малые и средние компании утилизируют ПНГ в основном в целях энергообеспечения нужд собственных месторождений и близлежащих населенных пунктов. Например, участник «Ассонефти» ЗАО «Пермтотинефть» в июле 2014 г. запустило в эксплуатацию газотурбинную установку по утилизации попутного нефтяного газа на Гарюшкинском месторождении. Другой наш участник, Иркутская нефтяная компания, одной из первых в стране начала использовать ПНГ в качестве вытеснителя нефти, закачивая его в пласт», – рассказала генеральный директор ассоциации независимых нефтегазодобывающих организаций «Ассонефть» Елена Корзун. По ее мнению, технологии производства синтетической нефти из ПНГ очень востребованы, особенно на небольших месторождениях. Но у специалистов имеются большие сомнения в их реальной работоспособности. «Для малых и средних ННК (независимых нефтяных компаний. – Прим. «Ко») сложности по использованию установок переработки ПНГ в нефть могут быть только в одном – в изыскании финансирования на их покупку и монтаж, так как называемые цены в $5–7 млн за блок – это немалые деньги для малых компаний, соразмерные, например, со стоимостью бурения одной скважины», – поясняет Елена Корзун. В этом вопросе есть и абсолютные скептики. «Перспектив у этой технологии нет, ибо она не масштабируется, – подчеркивает генеральный директор компании «Метапроцесс» Кирилл Лятс. – Можно набирать сколь угодно много кирпичиков-реакториков Фишера – Тропша, но риформинг синтез-газа вы можете сделать единожды, и один». По его словам, никто не вкладывался в подобные проекты при растущей нефти, а при падающей про данную тему вообще можно забыть. «Ни одной компании пока не удалось получить работающий образец, производство синтетической нефти на котором можно было бы назвать экономически оправданным», – резюмирует Кирилл Лятс.