Технологии улавливания и хранения углерода (carbon capture and storage, CCS) развиваются гораздо медленнее, чем ожидалось в климатических сценариях. Так, согласно сценарию Международного энергетического агентства "Net Zero Emissions by 2050" (NZE) к 2030 году с помощью CCS необходимо сократить выбросы CO₂ до 1 млрд тонн. По факту в 2025 году совокупная мощность проектов по улавливанию углекислого газа на разных стадиях реализации во всех секторах мировой экономики достигла 513 млн тонн CO₂[1]. Из этого объема лишь 64 млн тонн приходится на уже введенные в работу мощности.
Электроэнергетика в отстающих
Мировой электроэнергетический сектор пока отстает в применении технологий CCS. В 2025 году на электростанции приходится около 5% всех действующих улавливающих мощностей. При этом технологии CCS чаще применяют в угольной генерации (к концу этого года – 3,25 млн тонн CO₂ ежегодно), чем в газовой (всего 0,08 млн тонн).
Согласно прогнозам, глобальный портфель проектов улавливания углекислого газа к 2030 году достигнет около 350 млн тонн CO₂ в год. При этом генерация электроэнергии и тепла не будет играть в нем доминирующую роль, составляя около 16% (56 млн тонн CO₂ в год). (Рисунок 1). Применение CCS на угольных станциях прогнозируется больше, чем на газовых – 3,5 и 2,16 млн тонн соответственно.
Наиболее крупным потребителем технологий CCS является переработка природного газа, которая обеспечивает 27,5% глобального улавливания углерода (90 млн тонн CO₂ в год). Традиционно эта отрасль использует технологии улавливания для извлечения и переработки природного газа, и данная тенденция сохранится в прогнозируемый период. Производство водорода и аммиака занимает второе место – 28,6% от глобального портфеля (100 млн тонн CO₂ в год). Аммиак – ключевой химический продукт для удобрений – требует значительных объемов водорода, производство которого сопровождается высокими выбросами CO₂. Поэтому улавливание в этих процессах становится критически важным для декарбонизации.
Такая структура прогнозного портфеля CCS демонстрирует приоритетность технологий по критериям экономической эффективности и сложности декарбонизации. Основной фокус CCS-проектов направлен на концентрированные источники CO₂, такие как промышленность и переработка газа. В то же время электроэнергетика, которая трансформируется благодаря возобновляемым источникам, не рассматривается в качестве технологического лидера в области улавливания двуокиси углерода.
Эффективнее улавливать до сжигания
Современные проекты CCS на электростанциях могут быть реализованы посредством трех основных технологических методов, каждый из которых обладает собственными преимуществами и ограничениями.
Улавливание после сжигания представляет собой наиболее зрелый и распространенный подход. Процесс основан на селективном извлечении CO₂ из дымовых газов после сжигания топлива с использованием химических растворителей — преимущественно аминов, в первую очередь моноэтаноламина. Технология достигла уровня готовности TRL 8-9, указывающего на коммерческую зрелость. Эффективность улавливания составляет 85-95% при концентрации CO₂ в дымовых газах 4-15%. Ключевое преимущество метода — возможность модернизации существующих электростанций без существенного переустройства основного технологического цикла[2].
Однако энергетические потери при использовании данной технологии значительны: 11-30% мощности электростанции отводится на регенерацию растворителя. Для иллюстрации масштаба: угольная электростанция мощностью 500 МВт с установкой CCS может снизить чистую генерацию до 303 МВт при достижении 90% эффективности улавливания. Это приводит к росту стоимости электроэнергии на 40-85% для угольных станций и на 35-70% для газовых установок комбинированного цикла. Дополнительные вызовы возникают из-за деградации растворителя и усиления коррозии металлов в присутствии CO₂, аминов и продуктов их разложения.
Улавливание до сжигания характеризуется уровнем готовности TRL 7-8 и основано на извлечении CO₂ из газовой смеси до начала процесса горения. Технология применяется преимущественно в системах комплексной газификации с комбинированным циклом (IGCC). CO₂ извлекается химическими или физическими абсорбентами при повышенном давлении, после чего обогащенное водородом топливо сжигается в газовой турбине. Эффективность улавливания составляет 85-90%.
К преимуществам метода относя возможность использования различных видов топлива, производство водорода для транспортировки, более эффективное удаление примесей и потенциально более высокий КПД цикла. Энергетические потери оцениваются в диапазоне 7-15%. КПД современных установок IGCC с улавливанием CO₂ достигает 30-34% (по высшей теплоте сгорания), что на 7-10% ниже показателей IGCC без CCS.
Основной недостаток — капитальные затраты процесса газификации превышают стоимость традиционных пылеугольных станций. Технология в основном применима на новых энергоблоках[3].
Сжигание в кислороде также обладает уровнем готовности TRL 7-8 и основано на горении топлива в атмосфере почти чистого кислорода (95-99%) вместо воздуха, что приводит к формированию дымовых газов, состоящих главным образом из CO₂ и водяного пара. Эффективность улавливания достигает 95-99%. Углекислый газ извлекается абсорбентами при повышенном давлении.
Технология может интегрироваться как в новые, так и в существующие станции путем модернизации. Масса и объем дымовых газов сокращаются на 75%, что снижает размеры оборудования и уменьшает тепловые потери. Это также сокращает выбросы оксидов азота и позволяет извлекать тепло из конденсации водяного пара. Однако энергопотребление блока разделения воздуха может достигать 15% от выработки электростанции, что приводит к энергетическим потерям в 15-20%.[4]
Надо отметить, что на действующих мощностях и в проектах, находящихся на стадии строительства применяются исключительно технологии после сжигания.
Китайский CCS – самый конкурентный
Приведенные затраты на улавливание CO₂ демонстрируют чрезвычайно широкий диапазон — от $35 до $150 за тонну (Рисунок 2). Необходимо учитывать, что CCS-проекты представляют собой крупные инфраструктурные комплексы, совокупная стоимость складывается из затрат на само улавливание (до 70% от стоимости всего проекта), транспортировку и долгосрочное подземное хранение углекислого газа.
Для угольных электростанций диапазон удельных затрат на улавливание составляет $35-110 за тонну CO₂ при мощности установок 0,15-2 млн т в год. Газовые станции демонстрируют еще большую вариативность: от $50 до $150 за тонну при значительно меньших мощностях — 0,002-2 млн т в год.
Географические различия в стоимости также весьма существенны. Китайские угольные проекты более конкурентоспособны по затратам — $45-55 за тонну CO₂, в то время как североамериканские обходятся в $80-110 за тонну. Китайские и североамериканские проекты для газовых энергетических установок показывают сопоставимые затраты в диапазоне $55-100 за тонну, тогда как в Европе улавливание на газовых электростанциях стоит $130-180 за тонну.
Анализ действующих и строящихся проектов выявляет значительный разброс показателей (Рисунок 2). Среди угольных станций канадский проект Boundary Dam мощностью 1 млн т в год демонстрирует средние затраты по отрасли ($80 за тонну CO₂). Американский Petra Nova мощностью 1,4 млн т в год обошелся инвесторам чуть дороже ($100-110 за тонну CO₂). Китайские проекты, такие как Jinjie (0,5 млн т в год), Taizhou (1 млн т в год) и Jinglong Shenwu (2 млн т в год), реализуются с более низкими удельными затратами (в среднем $50 за тонну CO₂) благодаря масштабу и технологической оптимизации.[5] Строящиеся Longdong и Karamay мощностью 1,5 и 2 млн т в год соответственно планируется реализовать еще по более низкой стоимости – около $35-40 за тонну CO₂. Отметим, что даже при таких низких затратах на улавливание китайские проекты остаются нерентабельными, так как цена углекислого газа в Китае на ETS по итогам ноября 2025 года составила менее $10 за тонну.[6]
Улавливание на газовых станциях характеризуется существенно меньшими масштабами. Итальянский проект Casalborsetti (0,02 млн т в год) остается небольшой демонстрационной установкой с затратами $130-180 за тонну CO₂. Китайский Yangpu мощностью 0,002 млн т в год демонстрирует затраты на уровне $80-120 за тонну CO₂.[7]
Значительно более низкие издержки ($50-70 за тонну CO₂) были достигнуты на строящихся проектах Entropy Glacier (оба мощностью по 0,2 млн т CO₂ в год). Компания Entropy разработала модульную систему улавливания углерода, которая позволяет уменьшить капитальные затраты за счет стандартизации оборудования и повторяемости конструктивных решений. Более того, на проекте реализуется технология использования отработанного тепла для питания процесса улавливания, которая позволит не использовать внешние источники энергии. Она исключает энергетические потери, типичные для традиционных систем.
Наиболее масштабным газовым CCS-проектом является британский NZT Power мощностью 2 млн т в год, планируемый на 2029 год. Однако стоимость его высока – $130-150 за тонну CO₂. И она обусловлена инновационностью технологии и затратами на инфраструктуру.
Экономия на масштабе
Существует несколько факторов, определяющих стоимость проектов CCS на объектах электрогенерации.
Концентрация CO₂ в дымовых газах является первичным драйвером затрат. На угольных электростанциях она составляет 12-15%, на газовых — 3-5%. Более высокое содержание двуокиси углерода упрощает и удешевляет процесс.
Эффект масштаба играет важную роль. Угольные проекты в Китае имеют мощность 0,5-2 млн т в год, газовые установки значительно меньше — 0,002-0,054 млн т в год. Большая мощность снижает фиксированные затраты за счет экономии на масштабе, повторяемость проектов позволяет оптимизировать решения.
Стоимость рабочей силы вносит существенный вклад в общую экономику. Китайские проекты характеризуются более низкими затратами на персонал и благоприятной производственной средой, в то время как европейские остаются наиболее дорогостоящими.
Технологическая зрелость определяет эффективность и надежность систем. CCS на угольных станциях в Китае используют оптимизированные технологии с накопленным опытом эксплуатации. Газовые проекты часто остаются дорогостоящими пилотными установками, требующими инноваций в области модульной конструкции и использования отработанного тепла (как на проекте Entropy Glacier).
Государственная поддержка как стимул
Практика реализации CCS-проектов демонстрирует, что для достижения экономической жизнеспособности требуется комплексный набор механизмов государственной поддержки. Ни один инструмент политики сам по себе не обеспечивает массового внедрения технологии.
Ведущими инструментами стимулирования являются инвестиционные налоговые льготы (например, возврат налогов на инвестиции в США), ускоренная амортизация капитальных затрат, прямые государственные субсидии и гарантии по займам, которые снижают инвестиционные барьеры и риск для кредиторов. Фундаментальную роль играют рыночные механизмы — такие как системы торговли выбросами, обеспечивающие экономический стимул за счет установления цены на выбросы CO₂ и выравнивающие условия на рынке для чистых технологий.
Особое значение имеют контракты на разницу (CfD), которые гарантируют стабильность цен для инвесторов в долгосрочной перспективе, а также обязательные стандарты и нормативы по улавливанию CO₂ (например, требование 90% захвата на электростанциях в США к 2032 году), исключающие законодательную неопределенность. Дополняют картину государственно-частные партнерства, распределяющие риски между государством и бизнесом, и финансирование НИОКР, стимулирующее инновации и тиражирование новых решений в отрасли.
Не основной вектор, а вспомогательный инструмент
На сегодняшний день, по открытым данным, в России функционирует только два работающих проекта по улавливанию CO₂. Компания Real Invest в Балахне (Нижегородская область) производит 17 тыс. т углекислоты в год, используя аминовую технологию для очистки дымовых газов местной электростанции. Для этого используется отечественное оборудование, разработанное совместно с НГТУ им. Р. Е. Алексеева[8].
Также стоит упомянуть инициативу РУСАЛа — несмотря на то, что она напрямую не относится к электроэнергетике. На Ачинском глиноземном комбинате с февраля 2025 года официально стартовал первый зарегистрированный климатический проект по улавливанию диоксида углерода с целью сокращения 1,8 млн т CO₂ эквивалента за десять лет. Для выполнения этой задачи модернизированы мокрые скрубберные установки в цехе спекания.[9]
На стадии предпроектной проработки находится совместный проект ПАО "Мосэнергоимущество" и ООО "Газпром энергохолдинг" по заводской очистке дымовых газов РТС "Южное Бутово" мощностью 20-25 тыс. т углекислоты в год, который предусматривает снижение выбросов CO₂ на 10-15% ежегодно[10].
Все описанные проекты показывают, что CCS почти не используется для декарбонизации отечественной электроэнергетики. Но некоторые подвижки для развития этой климатической технологии уже начались. В июне 2025 года министерство энергетики РФ запустило десятилетнюю программу экологической модернизации угольных электростанций до 2035 года, основной фокус которой сосредоточен на внедрении систем очистки дымовых газов для улавливания твердых частиц, а также технологий снижения выбросов оксидов азота и серы. В этом документе технологии улавливания углекислого газа упоминаются как перспективный, но дополнительный компонент модернизации, предусмотренный для пилотных проектов.
Такой подход отражает реальность глобального энергетического ландшафта, в котором у России существуют альтернативные, часто более экономически привлекательные пути снижения выбросов парниковых газов в электроэнергетике — расширение доли атомной генерации и возобновляемых источников энергии в энергетическом балансе. Однако признание необходимости развития CCS для угольных станций базируется на осознании того, что полный отказ от угля в ряде отдаленных регионов страны экономически нецелесообразен, так как уголь остается единственным надежным источником электроэнергии на базе локальных ресурсов. Именно в этом контексте CCS рассматривается как инструмент поддержания энергетической безопасности при одновременном снижении экологического воздействия.
Таким образом, позиция России по CCS в электроэнергетике характеризуется не отрицанием технологии, а переводом ее из разряда стратегических приоритетов в статус вспомогательного инструмента в более широкой программе экологической адаптации угольной генерации. Успех этого подхода будет зависеть от согласованности финансирования, своевременности внедрения предлагаемых технологических решений и, в конечном счете, от направления государственной политики по ценообразованию на углерод или введению системы торговли выбросами, которая могла бы создать экономический стимул к переходу от традиционной очистки к более дорогостоящим технологиям CCS.