Спрос на системы улавливания углекислого газа вырастет

Предполагается, что к 2030 г. для электроснабжения ЦОДов потребуется 75–125 ГВт новых генерирующих мощностей, из которых, вероятно, 20–40% придется на новые газовые электростанции. Эти станции будут работать как на площадках самих ЦОДов, так и в энергосистеме. Ожидается, что они станут основным источником энергии для многих запланированных кампусов ЦОДов и во многих случаях будут стабилизировать сети в периоды низкой выработки ветровой и солнечной энергии.

Строителям и операторам ЦОДов предстоит сделать выбор: задействовать эти генерирующие мощности в сочетании с системами улавливания и хранения углекислого газа (Carbon Capture and Storage, CCS) либо отказаться от достижения целей по нулевым углеродным выбросам для своих объектов (или отложить их до 2040 г., а то и на более дальнюю перспективу).

Сегодня существуют шесть технологий улавливания углекислого газа (табл. 1). Из них только одна — системы с аминорастворителями — доступна на коммерческой основе. Среди остальных наиболее перспективны системы с твердыми сорбентами и охлажденным аммиаком. Однако эти технологии находятся на ранней стадии разработки, и ни одна из них не дешевле и не эффективнее других.

На рынке представлено пять коммерческих систем улавливания и хранения углерода на основе аминорастворителей (табл. 2), различающихся ценой и степенью зрелости. Но их установка требует сложной пусконаладки. Ожидается, что первая крупномасштабная газовая электростанция комбинированного цикла (ГЭКЦ) с интегрированной системой улавливания и хранения углекислого газа будет введена в эксплуатацию в 2026 г. — это будет система мощностью 800 МВт в Тиссайде (Великобритания). Планируются другие проекты, но более или менее массовое внедрение, вероятно, станет возможным в 2030 г. или даже позже.

Один из основных ограничивающих факторов внедрения систем CCS — хранение уловленного углекислого газа. Многое зависит от наличия доступного, глубокого, пористого геологического пласта, где разрешено хранить уловленный газ. Процессы транспортировки и закачки/мониторинга CO₂ обходятся в $10–30 за 1 т хранимого газа и $5–15 за 1 МВт·ч (эти суммы учтены в затратах, указанных в табл. 1 и 2).

Эти трудности могут существенно влиять на выбор места для ЦОДа. Операторам потребуется размещать свои объекты в районах, где есть доступ к хранилищам CO₂, или рядом с трубопроводами для его транспортировки. Это также, вероятно, исключит возможность дооснащения системами CCS большинства действующих генерирующих мощностей.

Последние объявления свидетельствуют о растущей активности в сфере внедрения ГЭКЦ с системами CCS. Google заключила соглашение о покупке электроэнергии от с газовой когенерационной установки мощностью 400 МВт в штате Иллинойс (США). Microsoft выразила готовность закупать электроэнергию от комплексов ГЭКЦ/CCS. ExxonMobil с NextEra, а также GE Vernova с Engine No.1 и Chevron участвуют в разработке кампусов ЦОДов мощностью более 1 ГВт с генерацией электроэнергии за счет газовых установок с системами CCS.

Одной из главных проблем внедрения систем CCS всегда была высокая стоимость. Однако стоимость энергии в системах ГЭКЦ/CCS все чаще становится сравнимой или ниже, чем в других вариантах безуглеродной генерации, таких как геотермальные, морские ветряные или передовые атомные электростанции (табл. 3). Хотя оптовые цены на ветровую и солнечную энергию ниже, дополнительные расходы на хранение или резервное электроснабжение, необходимые для обеспечения надежности, во многих случаях приводят к тому, что в итоге эта энергия уравнивается по стоимости с энергией от ГЭКЦ/CCS.

Экономическая привлекательность систем ГЭКЦ/CCS повышается, если учитывать компенсирующие пакеты за снижение выбросов углекислого газа или «зеленые» сертификаты (energy attribute certificate, EAC), стоимость которых может варьироваться от $10 до $1000 за 1 т CO2. В этом случае системы ГЭКЦ/CCS по стоимости вырабатываемой электроэнергии смогут конкурировать с другими вариантами безуглеродной энергетики. А улавливание CO₂ станет финансово и репутационно выгодной альтернативой покупке непрозрачных или дорогостоящих компенсационных пакетов.

Размещение систем CCS и газовых турбин на площадках ЦОДов сопряжено с определенными сложностями в проектировании и компоновке, поскольку они не предусматривают гибкого увеличения мощности. Такие системы не подходят для резервного электроснабжения и наиболее эффективны на газовых электростанциях, работающих непрерывно. Лучший вариант – использование их в единой энергосистеме.

На строительство интегрированной системы ГЭКЦ/CSS может уйти на два года больше, чем на строительство автономной ГЭКЦ. Учитывая срочность ввода в эксплуатацию новых генерирующих мощностей для обеспечения запланированного строительства ЦОДов, эта задержка существенна.

Многие операторы ЦОДов поставили перед собой амбициозные цели по достижению нулевых выбросов эквивалента углекислого газа. Тем, кто решил полностью или частично удовлетворить спрос на электроэнергию за счет ГЭКЦ, нужно рассмотреть возможность их дооснащения системами CCS.

Для этого операторам в рамках своих проектов создания ЦОДов потребуется сотрудничать с интеграторами энергетических систем, производителями турбин и систем CCS. Хотя развертывание интегрированных систем ГЭКЦ/CCS сопряжено со значительными технологическими, экономическими рисками и временными затратами, их можно минимизировать за счет тщательного выбора площадки и планирования. Учитывая экономические реалии механизма EAC и компенсации выбросов CO₂, такие системы могут оказаться экономически целесообразными.

Прогнозируемый рост мирового спроса на электроэнергию со стороны ЦОДов оценивается до 2030 г. в 75–125 ГВт, что потребует значительного увеличения объемов газовой генерации, а это, в свою очередь, затруднит выполнение амбициозных обязательств отрасли по достижению нулевых выбросов парниковых газов.

Заметили неточность или опечатку в тексте? Выделите её мышкой и нажмите: Ctrl + Enter. Спасибо!