Север и рынок. 2018, № 5.

Решение этой проблемы заключается в разработке моделей оценки потенциала не для конкретных проектов и технологических цепочек, а для регионов с учетом планов развития промышленности. Например, этот аспект отсутствует в одной из наиболее актуальных статей в этой области [46]. Такие модели позволяют связать технико-экономический опыт, накопленный в рамках существующих проектов, с конкретной социально-экономической и политической ситуацией в анализируемом регионе с учетом существующей инфраструктуры и производственных мощностей. Методика исследования. В данной работе проведена оценка потенциала использования техногенного CO 2 , полученного с угольных и газовых электростанций, для повышения нефтеотдачи месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа. Методологической основой работы является технико-экономическая модель, описанная в статье [47]. Для проведения оценки были сформированы пять пар промышленных объектов (табл. 1). В рамках исследования во внимание были приняты следующие факторы, влияющие на повышение нефтеотдачи: вязкость нефти, проницаемость породы, коэффициент охвата, плотность нефти и плотность CO 2 . Также была разработана производственно-транспортная модель, которая позволила рассчитать стоимость улавливания CO 2 на электростанциях и стоимость его транспортировки до месторождений. Таблица 1 Проекты, выбранные для оценки Характеристика Проект 1 Проект 2 Проект 3 Проект 4 Проект 5 Источник Уренгойская ГРЭС Рефтинская ГРЭС Верхнетагильская ГРЭС Сургутская ГРЭС-2 Нижневартовская ГРЭС Месторождение Уренгойское Комсомольское Тарасовское Новогоднее Спорышевское Дистанция, км 55 1120 1220 315 265 Топливо Газ Уголь Газ Газ Газ Результаты Результаты показали, что все пять проектов являются экономически эффективными, несмотря на сравнительно большой период окупаемости, который в среднем составляет около 8,5 лет (табл. 2). Расчеты осуществлялись на 25-летний период (рис. 2), за который возможно захоронить порядка 44,3 млн т CO 2 и повысить нефтеотдачу месторождений на 13,6 %. Средние удельные затраты по рассмотренным проектам составляют 1445,5 руб/т CO 2 , из которых 56,3 % — улавливание, 14,3 % — транспортировка, 29,4 % — закачка. Рис. 2. Графики расчетных чистых дисконтированных доходов рассмотренных проектов 66