Север и рынок. 2025, № 2.

СЕВЕР И РЫНОК: формирование экономического порядка. 2025. № 2. С. 148-163. Sever i rynok: formirovanie ekonomicheskogo poryadka [The North and the Market: Forming the Economic Order], 2025, no. 2, pp. 148-163. ПРОБЛЕМЫ ИЗМЕНЕНИЯ КЛИМАТА В АРКТИКЕ И ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ технологий улавливания в России является адаптация таких решений на угольных электростанциях, уточненная стоимостная оценка которой будет проведена в следующем разделе. Оценка затрат на улавливание СО 2 на Апатитской ТЭЦ (Мурманская область, Россия) Апатитская ТЭЦ представляет собой угольную теплоэлектростанцию, работающую в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии. ТЭЦ является единственным поставщиком тепла в городах Апатиты и Кировск (Мурманская область, Россия), также она снабжает тепловой энергией АО «Апатит» — добывающий актив компании «ФосАгро». Установленная электрическая мощность станции — 230 МВт, тепловая— 535 Гкал/ч21. По своему технологическому устройству ТЭЦ относится к пылеугольному типу. Такой тип угольных электростанций является доминирующим в мире, и их деятельность связана с повышенными выбросами загрязняющих веществ в атмосферу22. Способ улавливания, который обычно реализуется на подобных объектах и уже апробирован на действующих электростанциях, — улавливание «после сжигания» (англ. post-combustion capture) [11]. Годовая выработка электроэнергии на Апатитской ТЭЦ составляет 449,6 млн кВтч23. Средняя норма выбросов была рассчитана для используемого на Апатитской ТЭЦ каменного угля из Кузнецкого бассейна [12] с учетом КПД для угольных электростанций данного типа и составила порядка 1,28 кг/кВтч. Следовательно, можно говорить о годовом объеме выбросов СО 2 на уровне 575 тыс. т в год. При коэффициенте улавливания около 90 % годовой объем улавливания составит порядка 518 тыс. т. СО 2 . Улавливание СО 2 представляет собой энергоемкий процесс, что снизит конечную выработку электроэнергии объектом для потребителей до уровня 289 млн кВтч с потерей электроэнергии около 35 %, что по значению близко к другим подобным случаям в мировой практике24. Срок реализации проекта принят равным 30 годам (средний срок службы установки улавливания). Расчет проведен при ставке дисконтирования 12 %. 21 Апатитская ТЭЦ // ТГК-1. 2023. URL: https://www.tgc1.ru/?id=165 (дата обращения: 22.10.2024). 22Characterizing the U. S. Industrial Base for Coal-Powered Electricity / C. Samaras, J. A. Drezner, H. H. Willis, E. Bloom. Santa Monica, CA: RAND Corporation, 2011. 157 p. 23 Апатитская ТЭЦ // ТГК-1. 2023. URL: https://www.tgc1.ru/?id=165 (дата обращения: 22.10.2024). 24 Kearns D. Technology readiness and costs of CCS / H. Liu, C. Consoli // Global CCS Institute. 2021. 49 p. URL: https://www.globalccsinstitute.com/ wp-content/uploads/2021/03/Technology-Readiness-and-Costs-for- CCS-2021-1.pdf (дата обращения: 22.10.2024). 25 Перевод здесь и далее осуществлен в соответствии со среднегодовым валютным курсом за 2023 г. в соотношении 1 долл. = 85,2 руб. С использованием формулы (3) и данных по объектам-аналогам определено, что для станции мощностью 518 тыс. т СО 2 в год величина капитальных затрат составит порядка 42 430 млн руб.25. Операционные затраты определены как сумма энергетических и неэнергетических затрат по проекту, где неэнергетические для угольной электростанции предполагаются на уровне 4 % от капитальных вложений26, а энергетические рассчитаны через норму потребления электричества и угля на 1 т СО 2 , уловленного на электростанции. Годовые операционные затраты определены на уровне 1 849 млн руб. В соответствии с формулой (1) увеличение показателя LCOE, который демонстрирует рост стоимости производства 1 кВтч электроэнергии после внедрения технологии улавливания на объекте, составит 27,2 руб. Учитывая также выработку тепловой энергии (1 515 тыс. Гкал), получаем, что годовая выработка ТЭЦ составит 2 051 млн кВт-ч-экв., а увеличение показателя LCOE — 3,89 руб. на производство 1 кВт-ч-экв. энергии при средней стоимости электроэнергии в регионе 2-5 руб./кВтч. Такой уровень показателя не позволяет включить возникшие дополнительные затраты на улавливание непосредственно в стоимость электроэнергии. Для вычисления уровня затрат на 1 т уловленных (предотвращенных) выбросов (формула (2)) определим, что количество выбросов CO 2 на единицу продукции без улавливания составляет 0,26 кг/кВтч- экв., а с улавливанием — 0,03 кг/кВтч-экв. Таким образом, стоимость 1 т уловленного СО 2 на объекте — 16 775 руб. (рис. 3). Согласно данным, представленным МЭА27, стоимость улавливания по миру по таким проектам снижается. Так, в 2014 г. по проекту Boundary Dam в Канаде стоимость улавливания составляла 110 долл. США за 1 т, а в 2017 г. по проекту Petra Nova в США — уже 65 долл. за 1 т углекислого газа (см. рис. 3). Следует отметить, что доходная часть двух данных проектов формируется за счет продажи СО 2 нефтегазовым компаниям для операций С 0 2 -E 0 R28, а их экономическая жизнеспособность также поддерживается за счет сформированных в данных странах институциональных условий. 26 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: 24.09.2024). 27 Baylin-Stern A. Is carbon capture too expensive? / A. Baylin-Stern, N. Berghout // IEA. 2021. URL: https://www.iea.org/commentaries/is- carbon-capture-too-expensive (дата обращения: 24.09.2024). 28Policy priorities to intensive large scale deployment of CCS // Global CCS Institute. 2019. 31 p. URL: https://www.globalccsinstitute.com/wp- content/ uploads/2019/04/TL-Report-Policy-prorities-to-incentivise-the- large-scale-deployment-of-CCS-digital-final-2019-1.pdf (дата обращения: 24.09.2024). ©Череповицына А. А., 2025 156