オイルシェールの経済

オイルシェール経済学は、オイルシェールの抽出と処理の経済的実現可能性を扱っています。通常、オイルシェール経済学はシェールオイルの抽出経済学として理解されていますが、より広いアプローチでは、オイルシェール火力発電や、乾留またはシェールオイルのアップグレードプロセス中の副産物の生成など、オイルシェール全体の使用を評価します。^[1]

オイルシェールの経済的実現可能性は、従来の石油の価格と、価格が今後しばらく一定レベルに留まるという想定に大きく依存しています。開発中の燃料源として、オイルシェールの生産および処理コストは、プロジェクトの規模が小さく、専門技術が必要とされることから高額です。オイルシェールを開発する本格的なプロジェクトには多額の投資が必要であり、石油価格が下落して石油生産コストが石油で得られる価格を上回った場合、事業が脆弱になる可能性があります。

価格の変動と資本コストの高さから、補助金なしで経済的に採掘できる鉱床はほとんどありません。しかし、エストニア、ブラジル、中国などの国ではオイルシェール産業が運営されており、オーストラリア、アメリカ、カナダ、ヨルダン、イスラエル、エジプトなどの国でもこの産業の設立または再建が検討されています。^{[2] [3]}

シェールオイル1バレルの生産コストは、最高95ドルから最低25ドルまでの範囲であるが、後者の数字については最近確認されていない。^[4] 1980年代初頭のオイルシェールへの最後の大規模投資で損失が発生し、その後の原油価格の暴落によりプロジェクトが採算が取れなくなったため、業界は慎重に進めている。^[5]

オイルシェール鉱床を開発するさまざまな試みは、特定の地域でのシェールオイル生産コストが原油またはその他の代替品の価格（損益分岐点価格）を下回った場合にのみ成功しています。米国エネルギー省は、原油価格が1バレルあたり54ドルを超える持続的な世界平均であれば、油田外処理が経済的であり、油田内処理が1バレルあたり35ドルを超える価格で経済的であると推定しています。これらの推定では、収益率が15％であると想定しています。^[6]国際エネルギー機関は、さまざまなパイロットプロジェクトに基づき、投資および運用コストはカナダのオイルサンドのものと同程度になると推定しています。つまり、現在のコストで1バレルあたり60ドルを超える価格で経済的であることを意味します。この数字には、追加コストがかかる炭素価格設定は考慮されていません。 ^[4] 2010年の世界エネルギー展望で発表された新政策シナリオによれば、2035年までに排出される_CO2の価格は1トンあたり50ドルになると予想されており、シェールオイルのコストは1バレルあたり7.50ドル増加することになる。^[4]

RAND Corporationが実施した調査によると、米国の地表乾留施設 (鉱山、乾留プラント、アップグレード プラント、サポート ユーティリティ、使用済みシェール再生で構成) で 1 バレルの石油を生産するコストは、70～95 ドル (2005 年の値に調整すると 440～600 ドル/m ³ )の範囲になります。この推定では、ケロジェンの品質と抽出効率のさまざまなレベルが考慮されています。事業が採算が取れるようになるには、原油価格がこれらのレベルを上回る必要があります。分析では、施設の設立後に処理コストが下がるという期待についても説明しています。仮想ユニットでは、最初の 5 億バレル (79 × 10 ⁶  m ³ ) が生産された後、35～70% のコスト削減が見込まれます。商業生産開始後、毎年25,000バレル/日（4.0 × 10 ³  m ^{3 /日）の生産増加を想定すると、12年以内にコストは1バレルあたり35～48ドル（220～300ドル/m 3}）に低下すると予想される。10億バレル（160 × 10 ⁶  m ³）の節目を達成した後は、コストはさらに1バレルあたり30～40ドル（190～250ドル/m ³）に低下する。^{[1] [7]}^^^

2005年、ロイヤル・ダッチ・シェルは、その原位置抽出技術が1バレル30ドル（190ドル/m3）以上の価格で競争力を持つよう^になると発表した。^[8]しかし、シェルは2007年に、地下水汚染を封じ込めるための地下凍結壁の建設コストが大幅に上昇したと報告した。^[9]いずれにせよ、シェルによる商業規模の生産は2025年まで見込まれていないため、生産を経済的にするために必要な実際の価格は不明のままである。^[4]

オーストラリアのスチュアート工場のフルスケール生産では、軽質原油1バレルの生産コストは、資本コストと30年間の耐用年数にわたる運用コストを含めて1バレルあたり11.3ドルから12.4ドルの範囲になると予測されていました。しかし、このプロジェクトは環境問題のために中断されています。^{[1] [10]}

VKGオイルが計画していた新しいアルバータ・タチュク・プロセッサーのプロジェクトは、原油価格が1バレル21ドル以上と仮定した場合、30%の稼働率で損益分岐点に達すると推定された。稼働率が50%の場合、プロジェクトは1バレル18ドルで経済的になると予想され、フル稼働の場合は1バレル13ドルで経済的になる可能性がある。^[11]しかし、VKGはアルバータ・タチュク・プロセッサーの代わりに、生産価格水準が公表されていないペトロター・レトルトで進めた。 ^[12]中国での生産コストは1バレル25ドル未満と報告されているが、この数字は最近確認されていない。^[4]

提案されているアメリカのオイルシェール産業とアルバータ州のオイルサンド産業（後者は2007年後半に1日あたり100万バレル（160 × 10 ³  m ³ /日）以上の石油を生産した）との比較が行われ、「第一世代の施設は技術的にも経済的にも最も困難である」と述べられている。^{[13] [14]}米国エネルギー省によると、1980年代には1日あたり10万バレル（16,000 m ³ /日）の原油処理施設のコストは2005年の価格で80億～120億ドルであった。現在の資本コストは2005年の価格で30億～100億ドルと推定されている。^[6]^

VKGが建設した年間10万トンのシェールオイル生産能力を持つ新しいレトルトプラントは11億EEK（7,030万ユーロ）の費用がかかったが、既存の生産現場に設置され、既存のインフラを使用している。^[12]

ランド研究所は、米国で10万バレル/日（16,000 m ^{3 /日）の処理プラントを開発するには12年かかると想定しているが、100万バレル/日（160} × 10 ³  m ³ /日）のレベルを達成するには少なくとも20年、300万バレル/日（480 × 10 ³  m ³ /日）には約30年かかるとしている。^{[1] [7]}^^

20世紀後半には、石油やその他の競合燃料の​​価格低下により、カナダ、スコットランド、スウェーデン、フランス、オーストラリア、ルーマニア、南アフリカでオイルシェールの生産が停止した。 ^[15]米国では、1973年の石油危機の間、企業は石油価格が1バレル70ドルまで高騰すると予想し、オイルシェール産業に多額の投資を行った。オイルシェールの世界生産量は1980年に4,600万トンのピークに達した。^[15] 1980年代の安価な従来型石油との競争により、いくつかの投資は経済的に実行不可能になった。^{[15] [16]} 1982年5月2日、「ブラックサンデー」として知られる日、エクソンは石油価格の低下と経費増加のため、コロラド州パラシュート近郊の50億ドルのコロニーシェールオイルプロジェクトを中止した。^[17] 1980年代の損失のため、企業はシェールオイル生産への新たな投資に消極的でした。しかし、21世紀初頭には、米国、カナダ、ヨルダンがシェールオイル生産テストプロジェクトを計画または開始しており、オーストラリアはオイルシェール生産の再開を検討していました。^{[15] [18]}

1972年に石油情報誌（ISSN 0755-561X）に掲載された論文では、シェールオイルの生産は石炭の液化に比べて不利であるとされていた。記事では、石炭の液化はオイルシェールの抽出よりも安価で、より多くの石油を生成し、環境への影響が少ないと述べられていた。記事では、石炭1トンあたりの石油変換率は650リットル（170米ガロン、140英ガロン）であるのに対し、シェールオイル1トンあたりの変換率は150リットル（40米ガロン）であると述べられていた。^[19]

オイルシェールの燃料源としての可能性の尺度は、生産されたエネルギーとそれを変換するために使用されたエネルギーの比率（投資エネルギーに対するエネルギー回収率 - EROEI）である。オイルシェールのEROEIの値は、いくつかの理由から計算が難しい。現代のオイルシェールプロセスに関する信頼できる研究が不足していること、方法論が不十分または文書化されていないこと、および運用施設の数が限られていることが主な理由である。^[20]技術的に複雑なプロセスのため、オイルシェールのEROEIは、坑口での従来の石油抽出のEROEI約20:1を下回っている。^[20]

1984年の研究では、さまざまなオイルシェール鉱床のEROEIは0.7～13.3:1と推定されています。^[21]最近の研究では、オイルシェールのEROEIは1～2:1または2～16:1と推定されています。これは、自己エネルギーをコストとしてカウントするか、内部エネルギーを除外して購入したエネルギーのみを入力としてカウントするかによって異なります。^{[20] [22]}世界エネルギー展望2010によると、ex-situ処理のEROEIは通常4～5:1ですが、in-situ処理では2:1まで低くなることもあります。^{[4]ロイヤルダッチシェルは、} in-situテストプロジェクトで約3～4:1のEROEIが期待されると報告しています。^{[8] [23] [24]}

内部エネルギー（または自己エネルギー）は、オイルシェール変換プロセスによって放出され、その操作を動かすために使用されるエネルギー（例：オイルシェールガスなどの変換副産物の燃焼によって得られる）であり、したがって他の燃料（外部エネルギー）の使用を減らす。^{[20]内部エネルギーをコストとして計算に追加する必要があるかどうかについては、さまざまな見解があります。 1つの意見は、プロセスで使用される外部エネルギーとは異なり、内部エネルギーには}機会費用がないため、内部エネルギーはエネルギーコストとしてカウントされるべきではないというものです。別の意見は、内部エネルギーは有用な作業を実行するために使用されるため、計算に追加する必要があるというものです。^{[20]また、内部エネルギーは}_CO2排出に寄与するため、投資されたエネルギーに含める必要があると主張する人もいるかもしれません。 ^{[20] [22]}しかし、その場合、EROEIは経済的実行可能性ではなく、環境受容性の尺度になります。

オイルシェール資源の開発には、鉱山や工場の操業、再生、支援インフラ、および関連する経済成長のために大量の水が必要となる。地上での乾留では、技術に応じて、生産されるシェールオイル1バレルあたり通常1〜5バレルの水が消費される。^{[7] [25] [26] [27]} 1日あたり250万バレル（400 × 10 ³  m ³ /日）を生産するオイルシェール産業の場合、これは1日あたり1億500万〜3億1500万米ガロン（40万〜119万m ³ /日）の水に相当する。これらの数字には、その場での加熱プロセス、乾留、精製、再生、粉塵制御、および現場作業員の需要のための発電に必要な水が含まれている。産業発展に伴う人口増加に伴う自治体やその他の水需要は、1日あたり5,800万米ガロン（22万m3）の追加需要をもたらす。したがって、1日あたり250万バレル（400 ^× 10 3 ^m3  /日）のオイルシェール産業は、場所や使用されるプロセスに応じて、年間18万～42万エーカーフィート（2億2,000万～5億2,000万m3）の水を必要とすることになる^{。[ 28]}^^

米国最大のオイルシェール鉱床はグリーンリバー盆地にある。米国西部の水は希少であるものの、競争市場で売買できる商品として扱われている。^[28]ロイヤル・ダッチ・シェルは、コロラド州のシェール鉱床で石油を掘削する準備として、コロラド州の地下水権を購入していると報じられている。^[29]コロラド・ビッグ・トンプソン・プロジェクトでは、1株当たり平均価格（0.7エーカーフィート（860 m3 ^） /株）が1990年の約2,000ドルから2003年半ばには12,000ドル以上に上昇した（2001年ドルで一定）。^[30] 2001年から2006年までのCBT価格は、1株当たり10,000ドルから14,000ドル、またはエーカー・フィート当たり14,000ドルから20,000ドルの範囲であった。^[31] 1エーカーフィートあたり1万ドルで、1日あたり250万バレル（400 × 10 ³  m ³ /日）を生産するための水利権の資本コストは18億～42億ドルの範囲となる。 ^

オイルシェールの乾留効率を高めるための共熱分解プロセスがいくつか提案またはテストされている。エストニアでは、再生可能燃料（木材廃棄物）とクケルサイト、およびプラスチックとゴムの廃棄物（タイヤ）との共熱分解がテストされている。^{[32]オイルシェールと}高密度ポリエチレン（HDPE）の共熱分解は、モロッコとトルコでもテストされている。^{[33] [34]}イスラエルのAFSK Hom Tovは、オイルシェールと石油精製残渣（ビチューメン）を共熱分解している。いくつかのテストでは、オイルシェールと亜炭およびセルロース廃棄物の共熱分解が行われている。反応条件によっては、共熱分解によって変換率が向上し、生産コストが下がる可能性があり、場合によっては特定の廃棄物の利用の問題が解決される。^[32]

• 石油価格
• オイルシェール産業の環境への影響

• A. ハンブルク (2007)。「エストニアの国家エネルギー戦略」( PDF)。Bulletin des Sciences。24 ( 2S )  。エストニアアカデミー出版社: 332。doi :10.3176/oil.2007.2S.13。ISSN 0208-189X。S2CID 111091393  。