ISSN (print) - 0131-7652

ISSN (online) - 2686-7605

Том 54 № 1 (2024)
ЭКОЛОГИЯ И ЭКОНОМИКА

Проекты улавливания, хранения и использования СО2 и их экономическая целесообразность

Требуется подписка или оплата PDF (100 RUB)
  • А.А. Череповицына,
  • А.Е. Череповицын,
  • Е.А. Кузнецова
А.А. Череповицына
Институт экономических проблем им. Г.П. Лузина Кольского научного центра РАН; НИИ «Центр экологической промышленной политики»
А.Е. Череповицын
Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II
Е.А. Кузнецова
Институт экономических проблем им. Г.П. Лузина Кольского научного центра РАН
DOI: https://doi.org/10.30680/ECO0131-7652-2024-1-117-131

Опубликован 06.02.2024

Ключевые слова

  • углекислый газ; улавливание и хранение углерода; УХУ; кластер; выбросы; экономическая эффективность; повышение нефтеотдачи; CO2-EOR

Как цитировать

1.
Череповицына А, Череповицын А, Кузнецова Е. Проекты улавливания, хранения и использования СО2 и их экономическая целесообразность. ECO [Интернет]. 6 февраль 2024 г. [цитируется по 27 июль 2024 г.];54(1):117-31. доступно на: https://ecotrends.ru/index.php/eco/article/view/4708

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.
Требуется подписка или оплата PDF (100 RUB)

Библиографические ссылки

  1. 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.
  2. 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).
  3. 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.
  4. Череповицын А.Е., Сидорова К.И., Буренина И.В. Экономическая оценка проектов закачки СО2 в нефтяные месторождения // Нефтегазовое дело. 2014. № 5.
  5. 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
  6. 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
  7. 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
  8. 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
  9. 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
  10. 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
  11. Dziejarski, B., Krzyżyńska, 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
  12. 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
  13. 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
  14. 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
  15. 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
  16. 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
  17. 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
  18. 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
  19. 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
  20. 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
  21. 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
  22. Porter, M. (1990).The Competitive Advantage of Nations. New York: Free Press, 875 p.
  23. 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
  24. 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).
  25. 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
  26. 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
  27. 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
  28. 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
  29. 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