CC BY
0
DOI: 10.30680/ECO0131-7652-2024-1-117-131
Проекты улавливания,
хранения и использования СО2
и их экономическая целесообразность
А.А. Череповицына, А.Е. Череповицын, Е.А. Кузнецова
УДК 338.1, ББК 65.28, JEL Code L710, Q300
Аннотация. Одна из перспективных опций декарбонизации для внедрения в технологические процессы действующих производств - технологии улавливания, хранения и использования углерода. Для ускорения темпов развития подобных проектов за рубежом нередко используется кластерный подход. В статье проведен анализ применимости кластерного подхода к проектам улавливания и хранения углерода для России. Выделены факторы, определяющие особенности управления межотраслевыми цепями улавливания и хранения СО2, смоделирован потенциальный кластер в Приволжье, проведена оценка экономической эффективности его функционирования. Авторы приходят к выводу, что на данный момент кластерные инициативы улавливания и хранения углерода в России нерентабельны.
Ключевые слова: углекислый газ; улавливание и хранение углерода; УХУ; кластер;
выбросы; экономическая эффективность; повышение нефтеотдачи; CO2-EOR
Введение
Достижение установленных национальных и корпоративных климатических целей требует от промышленных и энергетических предприятий, как основных источников антропогенных выбросов парниковых газов, значительного снижения углеродного следа. Среди набора технологий, направленных на уменьшение выбросов углекислого газа (СО2), особое место занимают те, которые могут быть внедрены без существенной модернизации промышленных и энергетических систем, в частности -комплекс технологий улавливания, хранения и использования углерода (УХУ, или CCS, от англ. carbon capture and storage).
Эксперты по всему миру признают необходимость включения данных технологий в общую карту декарбонизации [Dziejarski et al., 2023]. Учитывая высокий уровень использования ископаемого топлива в энергетике и промышленности России, внедрение таких технологий может оказаться более перспективным и менее затратным вариантом декарбонизации национальной экономики по сравнению с другими популярными подходами, например, масштабным использованием возобновляемых источников
энергии (ВИЭ) [Fedoseev, Tcvetkov, 2019]. Однако на момент подготовки статьи информация о наличии в России проектов улавливания, хранения и использования углерода промышленного масштаба отсутствует.
Технологическая цепь подобных проектов представляет собой последовательное улавливание углекислого газа на точечном источнике выбросов, его сжатие, транспортировку и последующее использование или захоронение. Наибольшее распространение такие проекты нашли в нефтегазовой отрасли, которая предоставляет возможности не только для внедрения технологий улавливания, но и для реализации всей технологической цепи с использованием газа для увеличения нефтеотдачи пластов (CO2-EOR -enhanced oil recovery). В настоящее время 23 из 34 действующих в мире крупномасштабных проектов реализуются в виде CO^EOR1; из запланированных к реализации наибольшее число приходится на энергетику. Кроме того, данная технология признается основной для декарбонизации цементного и сталелитейного производств [Lau et al., 2021].
Основная причина медленного развития новых и закрытия действующих коммерческих проектов такого рода - высокие затраты [Mantripragada et al., 2019], что обусловливает актуальность исследований, направленных на поиск путей снижения их стоимости. Существуют работы, в которых сравнивается эффективность разных вариантов реализации подобных проектов [Guo et al., 2020; Lisbona et al., 2021], разрабатываются оптимальные бизнес-модели [Foss, K., Foss, N., 2022; Galford et al., 2020], анализируется эффективность государственных мер поддержки [Chen et al., 2021; Waxman et al., 2021] и пр.
Сегодня одним из наиболее часто используемых подходов к реализации проектов улавливания и хранения углерода считается кластерный, позволяющий снижать экономическую нагрузку на отдельные компании-участники. Однако его перспективы в России остаются под вопросом, так как жизнеспособность этих проектов во многом зависит от конкретных географических, технологических и экономических условий [Gardarsdottir et al., 2019]. Кроме того, межотраслевое взаимодействие, возникающее в процессе кластеризации, влечет за собой усложнение организационных моделей деятельности, многие из которых для России являются новыми.
1 CO2RE Facilities Database // Global CCS Institute. 2022. URL: https://co2re.co/ (дата обращения: 10.07.2023).
В данной работе представлен анализ основ кластерной организации проектов улавливания и хранения углерода, а также предпринята попытка моделирования варианта его реализации в форме кластера и оценки экономической эффективности его функционирования.
Исследование проведено на основе открытых источников. Материалами выступили научные публикации, посвященные анализу и технико-экономической оценке функционирования кластеров улавливания и хранения СО2, развитию организационных моделей таких проектов, подходам к учету затрат на улавливание и хранение углерода и др., а также нормативно-правовые акты, отчеты международных организаций и аналитических агентств, таких как Международное энергетическое агентство, Национальный нефтяной совет, Глобальный институт CCS, Европейская экономическая комиссия ООН (ЕЭК ООН) и др.
Кластерный подход к реализации проектов улавливания и хранения углерода
В предыдущие годы большинство реализуемых инициатив в этом направлении в мире представляли собой классическую «линейную» модель. Как правило, они включали в себя один объект по улавливанию CO2, собственные инфраструктуру и оборудование для сжатия газа, его транспортировки (обычно по трубопроводу) и хранению. Весь производственно-технологический комплекс работал как единая согласованная система с одинаковой пропускной способностью. Однако со временем наиболее предпочтительной организационной моделью стала кластерная. Например, в Великобритании развитие технологий CCS сконцентрировано в шести промышленных кластерах [Bataille, 2020].
Преимущества кластерного подхода заключаются в потенциальных эффектах, которые могут возникнуть в результате совместного использования инфраструктуры, ресурсов, накопленного опыта и др. [Porter, 1990]. Концепция кластеров в данном случае реализуема благодаря тому, что многие объекты с интенсивными выбросами (как промышленные, так и энергетические), как правило, располагаются в тесных географических границах (таблица).
Преимущества от создания такого кластера могут оказаться шире, чем простое снижение затрат [Benetiz et al., 2022]. Это эффект масштаба по всей технологической цепи, возможности распределения различных рисков среди участников, большее внимание к таким инициативам со стороны государства и других стейкхолдеров и др. [Alcalde et al., 2019].
Кроме того, такие технологии способны «продлить жизнь» традиционным промышленным предприятиям за счет снижения их углеродного следа без существенного изменения технологических процессов. К преимуществам мультипликативного характера можно также отнести повышение устойчивости компаний в регионе реализации кластера, потенциальное увеличение инвестиций в энергетику и промышленность, возникновение новых производств, дополнительные социально-экономические эффекты и пр.
Характеристика основных форм кластерной модели организации проектов улавливания, хранения и использования
Форма Характеристика
Кластер (Cluster) Объекты одного технологического этапа (например, улавливания или хранения), находящиеся в территориальной близости; их выделение и последующее «присоединение» к единой системе для получения положительных эффектов.
Хаб(Hub) Центральные пункты сбора и/или распределения ГО2. Один хаб может обслуживать сбор ГО2 из кластера улавливания и/или распределение Ш2 в кластер хранения.
Сеть (Network) Комплекс объединенных элементов технологической цепи УХУ (источник выбросов, улавливание, транспортировка, закачка, хранение).
Источник. Составлено авторами на основе: Understanding Industrial CCS Hubs and Clusters // Global CCS Institute. 2019. URL: https://www.globalccsinstitute.com/wp-content/uploads/2019/08/ Understanding-Industrial-CCS-hubs-and-clusters.pdf (дата обращения: 12.07.2023).
Из недостатков по сравнению с линейной моделью в первую очередь выделяются большая капиталоемкость, усложнение организации и управления на всех этапах, а также сложности в налаживании взаимосвязей между различными элементами системы.
Анализ научной литературы по теме позволил вывести следующие тезисы, характеризующие текущее состояние развития кластерного подхода применительно к реализуемым в мире проектам технологий улавливания, хранения и использования углерода.
1. В рамках кластерных образований обычно функционируют предприятия разных отраслей, использующие разные типы технологий улавливания СО2 [Singh, Haines, 2014].
2. Текущие финансовые риски проектов определяют фазовый подход к реализации крупномасштабных кластерных проектов [Manioudis, Angelakis, 2023].
3. Самыми успешными показывают себя кластеры, включающие CO2-EOR, так как потенциального приращения дохода участников кластера только от сокращения выбросов, как правило, недостаточно для окупаемости вложений [Bechara, Alnouri, 2022].
4. В наиболее развитых и жизнеспособных кластерах фигурируют созданные для целей реализации таких проектов рыночные институты и государственная поддержка [Lv, Li, 2021].
Вопросы управления и межотраслевого взаимодействия при реализации кластерного подхода улавливания и хранения СО2
Данные проекты, независимо от формы их реализации, отличают инфраструктурная сложность и «жёсткая» привязка к источникам выбросов и местам хранения СО2. Кластеризация создает принципиально иные условия в части объекта управления, интеграционных взаимодействий, появления новых важных стейкхолдеров. Тесная интеграция участников кластера - промышленных компаний различных отраслей, госструктур разных уровней, сервисных компаний и научных организаций значительно усложняет процесс управления. Однако за счет задействования в них большего количества участников они могут способствовать масштабированию процессов обращения с СО2 и выделению возникающих в связи с этим экономических отношений в отдельный сектор экономики, где углерод будет восприниматься как ценный ресурс.
Межотраслевые цепи в кластерах таких проектов, как правило, управляются в рамках одной из трех организационных моделей: (1) внутри отдельной компании; (2) несколькими компаниями в рамках совместного предприятия или консорциума; (3) сервисной компанией, привлеченной в качестве оператора или транспортера [Yao et al., 2018; Осипцов и др., 2022].
Модели получения доходов в рамках приведенных вариантов также различаются. Укрупненно их можно разделить на получаемые за счет (1) рыночных выгод, в случае продажи уловленного СО2 или предоставления платных услуг; (2) налоговых льгот, в случае наличия углеродного регулирования; (3) преимуществ, предоставляемых на углеродном рынке, при наличии углеродных сертификатов и кредитов; (4) государственной поддержки, в случае прямого участия [Осипцов и др., 2022].
Каждый отдельный такой кластер представляет собой уникальный объект управления, на характер которого влияют исходные характеристики
проекта: источник(и) выбросов, вовлеченные предприятия (отрасли), геология и география местности, инфраструктурные особенности (транспорт, энергообеспечение и т.д.), климатические условия и пр. Поэтому подходы к управлению ими должны отличаться от используемых на уровне предприятия или проекта и учитывать особенности всех входящих в кластер отраслей для выстраивания связей между ними. Отметим, что при оценке возможностей по захоронению и утилизации СО2 (производства продукции на его основе) необходимо учитывать также рыночные тенденции.
Специфика сложного межотраслевого взаимодействия в данных кластерных проектах ограничивает возможности применения общепризнанных подходов к управлению на стратегическом и операционном уровне. Это нужно иметь в виду при планировании и реализации полномасштабных проектов улавливания, хранения и использования углерода в условиях России.
Моделирование кластера для России
В отсутствие в России развитого углеродного рынка, налогов на выбросы парниковых газов и спроса на СО2 в качестве сырья, единственным доступным источником дохода по проектам улавливания, хранения и использования углерода становится денежный поток от дополнительной добычи нефти за счет повышения нефтеотдачи пластов. В связи с этим моделируемый кейс предполагает применение решений С02-E0R.
Количественная оценка мощностей потенциальных резервуаров для закачки СО2 на территории России отсутствует. По результатам укрупненной оценки Европейской экономической комиссии ООН, наиболее перспективные территории для хранения СО2 в нашей стране соотносятся с основными нефтегазоносными провинциями2. Официальные количественные данные о выбросах парниковых газов по регионам РФ также отсутствуют, однако, по некоторым оценкам [Сидорова, 2016], наибольшие их объемы приходятся на Вологодскую, Костромскую, Липецкую, Белгородскую, Астраханскую, Оренбургскую, Челябинскую, Кемеровскую, Свердловскую области, а также Башкортостан и Пермский край. Сопоставление этих регионов с точки зрения близости крупных промышленных предприятий
2 Геологическое хранение CO2 в странах Восточной Европы, Кавказа и Центральной Азии: первичный анализ потенциала и политики // UNECE. 2021. URL: https://unece. org/sites/default/files/2021-04/Geologic%20CO2%20storage%20report_final_RU.pdf (дата обращения: 10.07.2023).
к месторождениям нефти показало, что наиболее привлекательной для размещения кластера технологий улавливания, хранения и использования углерода представляется Волго-Уральская нефтегазоносная провинция [Cherepovitsyn, Ilinova, 2016]3.
При выборе конкретного месторождения как приоритетного для использования С02-E0R, помимо близости к источникам эмиссии, учитывались объем остаточных извлекаемых запасов, характеристики фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, встречающихся на месторождении, и конфигурация существующей инфраструктуры. В итоге в расчётном варианте проект предусматривает улавливание СО2 на двух объектах (энергетическом и промышленном) и его транспортировку для последующей закачки на месторождении, отстоящем от источников выбросов на 160 км (рис. 1).
А_А
Ш1
ГРЭС НПЗ Трубопровод Месторождение
Выработка: 8 млрд кВт-ч Мощность: 480 тыс. т в год Протяженность: 160 км Объем закачки: 1,12 млн т в год
Объем выбросов: 3,2 млн т CO2 Объем выбросов: 0,13 млн т CO2 Объем улавливания: 1 млн т CO2 Объем улавливания: 0,12 млн т CO2
Рис. 1. Технологическая цепь смоделированного кластера
Для определения мощности проекта была проведена оценка примерной годовой массы выбросов в расчете от годовой выработки продукции на каждом из объектов. Мы исходили из того, что средний уровень выбросов СО2 составляет около 0,4 кг/кВт.ч для газовых электростанций (ГРЭС) [Steen, 2017] и около 0,27 т на тонну переработанной нефти для нефтеперерабатывающего завода [Van Straelen, 2010]. С учетом коэффициента улавливания при работе установок «после сжигания» (90%) получена масса максимально доступных для улавливания выбросов в объеме 2,89 млн т СО2 в год для ГРЭС и 0,12 млн т - для НПЗ. В связи с высокой зависимостью капитальных затрат от мощности установок, а также высокой нормой потребления электроэнергии на 1 т CO2 для условий модели предлагается суммарное улавливание в объеме 1,12 млн т СО2 в год.
3 Клубков С., Емельянов К., Зотов Н. CCUS: монетизация выбросов СО2 // VYGON Consulting. 2021. URL: https://vygon-consulting.ru/products/issue-1911/ (дата обращения: 10.07.2023).
Оценка экономической эффективности кластера
В описываемой модели единственным доступным источником дохода по проекту является выручка от продажи дополнительно добытой нефти, получаемая в зоне ответственности компании-недропользователя, тогда как основные капитальные вложения приходятся на этап улавливания (зона ГРЭС и НПЗ). С точки зрения справедливого распределения рисков и выгод оптимальной организационной формой для реализации кластера представляется консорциум. Показатели экономической эффективности будут рассчитываться в целом по всем этапам технологической цепи.
Укрупненно величина капитальных затрат на каждый этап вычислялась по объектам-аналогам с использованием формулы Ленца, учитывающей мощности объекта при оценке его стоимости [Towler, Sinnott, 2013].
Ка - Кб
где КДБ- капитальные вложения проекта А, Б соответственно, (ден. ед.);
МДБ - мощность установок улавливания проектов А,Б соответственно, т;
n - варьируется от 0,6 (одна установка) до 0,8 (несколько параллельных установок).
Для ГРЭС аналогом послужил действующий проект улавливания СО2 на электростанции Petra Nova (США), использующий ту же технологию, что и в расчетном кейсе, где капитальная стоимость установки мощностью 1 400 тыс. т CO2 в год составила 1 000 млн долл.4 НПЗ как объект улавливания СО2 характеризуется тем, что источники выбросов разнообразны и рассредоточены, а также отличаются концентрацией СО2 в исходящих потоках газов, что сказывается на широком разбросе величин капитальных затрат между проектами. В связи с этим в качестве аналоговой стоимости капитальных вложений на установку улавливания на НПЗ было взято среднее значение, рассчитанное National Petroleum Council, - 150 млн долл. США на проект, предполагающий улавливание 374 тыс. т CO2 в год5. Таким
4 Petra Nova W.A. Parish Fact Sheet: Carbon Dioxide Capture and Storage Project // MIT CC&ST. URL: https://sequestration.mit.edu/tools/projects/wa_parish.html (дата обращения: 25.11.2023).
5 Meeting the Dual Challenge, A Roadmap to at-scale deployment of carbon capture use and storage // National Petroleum Council. 2019. URL: https://dualchallenge.npc.org/ (дата обращения: 10.07.2023).
образом, капитальные затраты на этап улавливания по расчетному кейсу составили 60 615 млн руб. (при пересчете по среднему за период с 08.2022 г по 07.2023 г курсу - 71,6 руб./долл. США)6.
Величина эксплуатационных затрат определялась из расчета цены газа в регионе - 5,1 руб./м3, цены электроэнергии - 828 руб./МВт. При этом эксплуатационные затраты на стадии улавливания были разделены на энергетические (рассчитывались через норму потребления энергоресурсов на 1 т уловленного С02) и неэнергетические (предполагались равными 5 и 4% от капитальных затрат для ГРЭС и НПЗ соответственно)7. Годовые эксплуатационные затраты на улавливание составили 3 554 млн руб.
Авторам в открытых источниках не удалось найти данные о величине капитальных затрат на транспортировку и закачку СО2 на реализованных проектах, схожих с расчетным кейсом по основным характеристикам. Потому в качестве аналоговой величины капитальных вложений на оборудование и инфраструктуру для транспортировки и закачки были использованы оценочные величины, полученные российской нефтегазовой компанией при планировании проекта улавливания, хранения и использования углерода.
По нашему кейсу расчетные капитальные вложения на этап транспортировки составили 6 611 млн руб. Проект на этапе закачки предполагает переоборудование/строительство четырех нагнетательных скважин (~345 млн руб./шт.) и двух скважин для проведения мониторинга (~400 млн руб./шт.). Затраты на геологоразведку приняты равными нулю в связи с высокой степенью изученности месторождения. Затраты на эксплуатацию, обслуживание скважин и мониторинг приняты равными 10% от их капитальной стоимости (661 млн руб. в год).
Ставка дисконтирования принята равной ключевой ставке ЦБ РФ -7,5%8, в расчете на поддержку экологических проектов со стороны государства. Капитальные вложения осуществляются частично за счет заемных средств.
6 Данные, применяемые для расчета налога на добычу полезных ископаемых в отношении нефти и газового конденсата // КонсультантПлюс. URL: https://www.consultant. ru/document/cons_doc_LAW_50642/7878e6986f9548d0256bdbb0a819ee666be93965/ (дата обращения: 24.11.2023).
7 Meeting the Dual Challenge, A Roadmap to at-scale deployment of carbon capture use and storage // National Petroleum Council. 2019. URL: https://dualchallenge.npc.org/ (дата обращения: 10.07.2023).
8 Ключевая ставка Банка России. URL: https://www.cbr.ru/hd_base/KeyRate/ (дата обращения: 10.07.2023).
Для укрупненной оценки были приняты средние показатели расхода СО2 на 1 т дополнительно добытой нефти - от 2,7 до 4,1 т [Череповицын и др., 2014]. Расчет проведен по двум вариантам расхода: максимальном - 4,1 (сценарий 1) и минимальном - 2,7 (сценарий 2). По его итогам выяснилось, что при заданных параметрах рассматриваемый проект не окупается.
С целью оценки возможного повышения эффективности проекта за счет стимулирующих мер был проведен расчет сценария 3, учитывающего потенциальную экономию по налогу на выбросы СО2. При этом использовалась ставка, актуальная для Сахалинской области, где проводится эксперимент по углеродному регулированию выбросов парниковых газов - 1000 руб./т9,10. К сожалению, даже при этих условиях, проект не становится экономически эффективным (рис. 2).
20000
I I Сценарий 2 Сценарий 3 —Л— Сценарий 1 (нарастающим итогом) —■— Сценарий 2 (нарастающим итогом) —•— Сценарий 3 (нарастающим итогом)
Источник. Составлено авторами.
Рис. 2. Дисконтированный денежный поток по трем сценариям расчета
9 Постановление Правительства РФ от 18.08.2022 г. № 1441 «О ставке платы за превышение квоты выбросов парниковых газов в рамках проведения эксперимента по ограничению выбросов парниковых газов на территории Сахалинской области».
10 Федеральный закон «О проведении эксперимента по ограничению выбросов парниковых газов в отдельных субъектах РФ» от 06.03.2022 № 34-ФЗ.
Обсуждение и заключение
Усиление внешнего давления, связанного с процессами декарбонизации, неизбежно будет создавать для российских производителей определенные сложности, однако развитие проектов улавливания и хранения углерода позволяет формировать и новые возможности. Новые технологии могут стать одним из наиболее перспективных инструментов снижения углеродоемкости российской промышленности и энергетики.
Однако, до тех пор, пока главным эффектом от внедрения технологий улавливания, хранения и использования углерода будет оставаться экологический - снижение выбросов как таковое, эти проекты не получат широкого распространения. Даже при использовании преимуществ кластера рассмотренный нами кейс оказывается нежизнеспособным без создания рыночных институтов и государственного регулирования, что подтверждается проведенными расчетами. На наш взгляд, стимулами развития данных проектов в России могут стать совершенствование нормативно-правовой базы по углеродному регулированию и расширение финансовой поддержки низкоуглеродных проектов со стороны государства.
Со стороны бизнеса для интенсификации технологий улавливания, хранения и использования углерода необходим поиск возможностей и стратегических инициатив долгосрочного развития с выделением «точек роста», в том числе связанных с возможным полезным использованием СО2. Кроме того, для нашей страны чрезвычайно актуальным представляется совершенствование концепций и подходов к формированию действенных организационно-экономических моделей межотраслевого взаимодействия в рамках сложных технологических цепей.
Литература/References
Голубева И.А., Мохова Д.А., Родина Е.В. ПАО «Татнефть» и Миннибаевский газоперерабатывающий завод (Управление «Татнефтегазпереработка») // Нефтепереработка и нефтехимия. Научно-технические достижения и передовой опыт. 2016. № 11. С. 33-40. Golubeva, I.A., Mokhova, D.A., Rodina, E.V. (2016). PJSC Tatneft and Minnibayevsky Gas Processing Plant (Tatneftegazpererabotka Division). Neftepererabotka i neftechimiya / Oil Processing and Petrochemistry. No. 11. Pp. 33-40. (In Russ.).
Осипцов А. и др. Технологии улавливания, полезного использования и хранения двуокиси углерода (CCUS) // Scoltech. 2022. URL: https://www.skoltech.ru/app/data/ uploads/2022/11/CCUS-Skolteh-2022-11-10.pdf (дата обращения: 10.07.2023).
Osiptsov, A. et al. (2022). Carbon dioxide capture, utilization and storage (CCUS) technologies. Scoltech. (In Russ.). Available at: https://www.skoltech.ru/app/data/uploads/2022/11/CCUS-Skolteh-2022-11-10.pdf (accessed 10.07.2023). Сидорова К.И. Экономическая оценка использования технологии утилизации углекислого газа в нефтяных месторождениях для повышения нефтеотдачи.: дис. ... канд. эк. наук. Санкт-Петербург, 2016. 155 с. Sidorova, K.I. (2016). Economic evaluation of the use of carbon dioxide utilization technology in oilfields for oil recovery enhancement: Ph.D. Dissertation. St. Petersburg. 155 p. (In Russ.). Череповицын А.Е., Сидорова К.И., Буренина И.В. Экономическая оценка проектов закачки
СО2 в нефтяные месторождения // Нефтегазовое дело. 2014. № 5. Cherepovitsyn, A.E., Sidorova, K.I., Burenina, I.V. (2014). Economic evaluation of CO2 injection
projects into oil fields. Petroleum Engineering. No. 5. (In Russ.). Alcalde, J., Heinemann, N., Mabon, L. et al. (2019). Acorn: Developing full-chain industrial carbon capture and storage in a resource-and infrastructure-rich hydrocarbon province. Journal of Cleaner Production. Vol. 233. Pp. 963-71. DOI: 10.1016/j.jclepro.2019.06.087 Bataille, C. G. F. (2020). Physical and policy pathways to net-zero emissions industry. Wiley
Interdisciplinary Reviews: Climate Change. Vol. 11. No. 2. DOI: 10.1002/wcc.633 Bechara, C.A., Alnouri, S.Y. (2022). Energy assessment strategies in carbon-constrained industrial clusters. Energy Conversion and Management. Vol. 254. DOI: 10.1016/j. enconman.2021.115204
Benitez, G. B. et al. (2022). Industry 4.0 technology provision: the moderating role of supply chain partners to support technology providers. Supply Chain Management: An International Journal. Vol. 27. No. 1. Pp. 89-112. DOI: 10.1108/SCM-07-2020-0304
Chen, W. et al. (2021). A Comparison of Incentive Policies for the Optimal Layout of CCUS Clusters in China's Coal-Fired Power Plants Toward Carbon Neutrality. Engineering. Vol. 7(12). Pp. 1692-1695. DOI: 10.1016/J.ENG.2021.11.011 Cherepovitsyn, A., Ilinova, A. (2016). Ecological, economic and social issues of implementing carbon dioxide sequestration technologies in the oil and gas industry in Russia. Journal of ecological engineering. Vol. 17(2). Pp. 19-23. DOI: 10.12911/22998993/62281 Dziejarski, B., Krzyzyñska, R., Andersson, K. (2023). Current status of carbon capture, utilization, and storage technologies in the global economy: A survey of technical assessment. Fuel. Vol. 342. DOI: 10.1016/j.fuel.2023.127776 Fedoseev, S.V., Tcvetkov, P.S. (2019). Key factors of public perception of carbon dioxide capture and storage projects. Journal of Mining Institute. Vol. 237. Pp. 361-368. DOI:10.31897/ PMI.2019.3.361
Foss, K., Foss, N.J. (2022). The Theory of the Firm: Specialization and Learning. Economic Microfoundations of Strategic Management: The Property Rights Perspective. Cham: Springer International Publishing. Pp. 185-213. DOI: 10.1007/978-3-031-12910-0_8 Galford, G.L. et al. (2020). Agricultural development addresses food loss and waste while reducing greenhouse gas emissions. Science of The Total Environment. Vol. 699. DOI: 10.1016/j. scitotenv. 2019.134318
Gardarsdottir, S.O. et al. (2019). Comparison of technologies for CO2 capture from cement production - Part 2: Cost analysis. Energies. Vol. 12. No. 3. Pp. 542. DOI: 10.3390/ en12030542
Guo, J.X., Huang, C. et al. (2020). Integrated operation for the planning of CO2 capture path in CCS-EOR project. Journal of Petroleum Science and Engineering. Vol. 186. DOI: 10.1016/j. petrol.2019.106720
Lau, H.C., Ramakrishna, S. et al. (2021). The role of carbon capture and storage in the energy transition. Energy and Fuels. Vol. 35(9). Pp. 7364-7386. DOI: 10.1021/acs. energyfuels.1c00032
Lisbona, P., Gori, R., Romeo, L.M. et al. (2021). Techno-economic assessment of an industrial carbon capture hub sharing a cement rotary kiln as sorbent regenerator. International Journal of Greenhouse Gas Control. Vol. 112. No.103524. DOI: 10.1016/j.ijggc.2021.103524
Lv, Z., Li, S.S. (2021). How financial development affects CO2 emissions: a spatial econometric analysis. Journal of Environmental Management. Vol. 277. No. 111397. DOI: 10.1016/j. jenvman.2020.111397
Manioudis, M., Angelakis, A. (2023). Creative Economy and Sustainable Regional Growth: Lessons from the Implementation of Entrepreneurial Discovery. Process at the Regional Level. Sustainability. Vol. 15. No. 9. DOI: 10.3390/su15097681
Mantripragada, H.C., Zhai, H., Rubin, E.S. (2019). Boundary Dam or Petra Nova - Which is a better model for CCS energy supply? International Journal of Greenhouse Gas Control. Vol. 82. Pp. 59-68. DOI: 10.1016/J.IJGGC.2019.01.004
Porter, M. (1990). The Competitive Advantage of Nations. New York: Free Press, 875 p.
Singh, P., Haines, M. (2014). A Review of Existing Carbon Capture and Storage Cluster Projects and Future Opportunities. Energy Procedia. Vol. 63. Pp. 7247-7260. DOI: 10.1016/j. egypro.2014.11.761
Steen, M. (2017). Greenhouse Gas Emissions from Fossil Fuel Fired Power Generation Systems. European Commission Joint Research Center. Available at: https://op.europa.eu/en/ publication-detail/-/publication/221658dd-9556-4591-86ea-51544346a8f7 (дата обращения: 10.07.2023).
Towler, G., Sinnott, R. (2013). Chapter 7 - Capital Cost Estimating. Chemical Engineering Design (Second Edition). Pp. 307-354. DOI: 10.1016/B978-0-08-096659-5.00007-9
Van Straelen, J. et al. (2010). CO2 capture for refineries, a practical approach // International Journal of Greenhouse Gas Control. Vol. 4. No. 2. Pp. 316-320. DOI: 10.1016/j. egypro.2009.01.026
Waxman, A.R., Corcoran, S., Robison, A. et al. (2021). Leveraging scale economies and policy incentives: Carbon capture, utilization & storage in Gulf clusters. Energy Policy. Vol. 156. Pp. 11. DOI: 10.1016/J.ENPOL.2021.112452
Wei, Y. M. et al. (2021). A proposed global layout of carbon capture and storage in line with a 2 C climate target. Nature Climate Change. Vol. 11. No. 2. Pp. 112-118. DOI: 10.1038/ s41558-020-00960-0
Yao, X., Zhong, P. et al. (2018). Business model design for the carbon capture utilization and storage (CCUS) project in China. Energy policy. Vol. 121. Pp. 519-533. DOI: 10.1016/j. enpol.2018.06.019
Статья поступила 01.09.2023 Статья принята к публикации 21.09.2023
Для цитирования: Череповицына А.А., Череповицын А.Е., Кузнецова Е.А. Проекты улавливания, хранения и использования СО2 и их экономическая целесообразность // ЭКО. 2024. № 1. С. 117-131. DOI: 10.30680/EC00131-7652-2024-1-117-131
Информация об авторах
Череповицына Алина Александровна (Апатиты) - кандидат экономических наук, доцент. Институт экономических проблем им. Г.П. Лузина Кольского научного центра РАН; НИИ «Центр экологической промышленной политики».
E-mail: [email protected]; ORCID: 0000-0001-5168-0518
Череповицын Алексей Евгеньевич (Санкт-Петербург) - доктор экономических наук, профессор. Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II.
E-mail: [email protected]; ORCID: 0000-0003-0472-026X
Кузнецова Екатерина Александровна (Апатиты) - стажер-исследователь. Институт экономических проблем им. Г.П. Лузина Кольского научного центра РАН.
E-mail: [email protected]; ORCID: 0000-0002-1435-3021
Summary
A.A. Cherepovitsyna, A.E. Cherepovitsyn, E.A. Kuznetsova
CO2 Capture, Storage and Utilization Projects: Their Economic Viability
Abstract. One of the promising options of decarbonization for introduction into the technological processes of existing production facilities is carbon capture, storage and utilization technologies. To accelerate the pace of development of such projects abroad, the cluster approach is often used. The paper analyzes the applicability of the cluster approach to carbon capture and storage projects for Russia. The factors determining the peculiarities of management of inter-industry chains of CO2 capture and storage are identified, a potential cluster in the Volga region is modeled, and the economic efficiency of its functioning is assessed. The authors conclude that at the moment cluster initiatives of carbon capture and storage in Russia are not profitable.
Keywords: carbon dioxide; carbon capture and storage; CCS; cluster; emissions; economic efficiency; enhanced oil recovery; CO-EOR
For citation: Cherepovitsyna, A.A., Cherepovitsyn, A.E., Kuznetsova, E.A. (2024). CO2 Capture, Storage and Utilization Projects: Their Economic Viability. ECO. No. 1. Pp. 117-131. (In Russ.). DOI: 10.30680/ETO0131-7652-2024-1-117-131
Information about the authors
Cherepovitsyna, Alina Aleksandrovna (Apatity) - Ph.D. (Economics), Docent. Luzin Institute for Economic Studies, Kola Science Centre of the RAS, Research Institute "Environmental Industrial Policy Centre".
E-mail: [email protected]; ORCID: 0000-0001-5168-0518
Cherepovitsyn, Aleksei Evgenievich (Saint Petersburg) - Doctor of Economic Sciences, Professor. Saint Petersburg Mining University.
E-mail: [email protected]; ORCID: 0000-0003-0472-026X
Kuznetsova, Ekaterina Aleksandrovna (Apatity) - Junior researcher. Luzin Institute for Economic Studies, Kola Science Centre of the RAS.
E-mail: [email protected]; ORCID: 0000-0002-1435-3021
