Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Состояние и перспективы развития технологий секвестрации СО2 9
1.1 Обзор существующих технологий секвестрации СО2 9
1.2 Анализ техногенных источников СО2 19
1.3 Оценка потенциально пригодных условий для захоронения СО2 23
1.4 Анализ мирового опыта секвестрации СО2 30
1.5 Возможности внедрения технологий секвестрации СО2 в России 38
Выводы по главе 1 50
ГЛАВА 2 Методика экономической оценки использования технологии утилизации СО2 52
2.1 Методика оценки стоимости улавливания СО2 54
2.1.1 Расходы на улавливание СО2 для угольных электростанций 55
2.1.2 Расходы на улавливание СО2 для газовых электростанций
2.2 Методика оценки стоимости транспортировки СО2 66
2.3 Методика оценки стоимости закачки СО2 в нефтяные месторождения
2.3.1 Затраты на закачку СО2 в нефтяные месторождения 73
2.3.2 Доходы от повышения нефтеотдачи 76
Выводы по главе 2 81
ГЛАВА 3 Оценка перспективности регионов россии с точки зрения утилизации СО2 82
3.1 Выбор потенциальных проектов утилизации СО2 в России 82
3.2 Экономический анализ внедрения технологии утилизации СО2 96
3.3 Ранжирование регионов России по перспективности внедрения технологии утилизации СО2 100
Выводы по главе 3 104
ГЛАВА 4 Разработка организационно-экономического механизма внедрения технологии утилизации СО2 105
4.1 Особенности внедрения экологически значимых проектов 105
4.2 Оценка использования налога на выбросы СО2 106
4.3 Оценка применения рыночных механизмов Киотского протокола 112
4.4 Предлагаемый механизм установления цены на СО2 119
Выводы по главе 4 128
Заключение 129
Список литературы 131
- Оценка потенциально пригодных условий для захоронения СО2
- Расходы на улавливание СО2 для угольных электростанций
- Экономический анализ внедрения технологии утилизации СО2
- Оценка использования налога на выбросы СО2
Оценка потенциально пригодных условий для захоронения СО2
Т.к. СО2 транспортируется в сверхкритическом состоянии, а среднее расстояние между компрессорными станциями должно составлять около 300 км (для природного газа – от 120 до 160 км), транспортировка CO2 потребует меньше энергии, чем транспортировка природного газа на то же расстояние. Однако даже в этом случае капитальные затраты будут существенными: согласно планам развития технологий секвестрации, к 2050 году трубопроводная сеть США должна будет справляться с объмами CO2, в три раза превышающими объмы транспортировки природного газа. Исследования показывают, что только в Европе нужно будет проложить 30 000 – 150 000 км трубопроводов для CO2 [6].
СО2 не является взрыво- или пожароопасным газом, однако, обладая большей плотностью по сравнению с воздухом, он накапливается в низинах и при высоких концентрациях представляет риск для жизни и здоровья. Присутствие примесей, таких как H2S или SO2, увеличивает риски, связанные с потенциальной утечкой газа, коррозией трубопровода, неисправностью клапанов и разрушением сварных швов. Поэтому внешний осмотр и внутренний мониторинг утечек являются важнейшими элементами контроля за данной стадией проектов секвестрации СО2.
В отдельных случаях альтернативой трубопроводному транспорту выступают морские суда. Соотношение давления, объма и температуры CO2 делают возможным его транспортировку либо в охлаждаемых танкерах (при температуре -50C и давлении 7 бар), либо в СПГ-газовозах. Современные исследователи ориентируются на газовозы грузоподъмностью 10-50 тыс т. Транспортировка CO2 морскими судами предполагает большую гибкость, так как можно будет забирать газ от нескольких небольших или средних источников и экономить на капитальных затратах на инфраструктуру. Также этот вид транспорта может подстраиваться под конкретное хранилище в плане времени и объмов. Например, условия доставки могут измениться, когда нефтяное месторождение приблизится к завершению эксплуатации после применения ПНО [1].
Захоронение СО2. Как правило, выделяют три основных способа секвестрации CO2 – геологическое захоронение, захоронение на дне океана и карбонизацию минералов (вступление закачанного СО2 в реакцию с вмещающими породами и образование химических связей между ними). Большинство экспертов соглашаются, что в краткосрочной перспективе первый вариант - геологическое захоронение (рисунок 1.3) -является наиболее осуществимым с точки зрения технологии и экономики.
Закачка СО2 в подходящие геологические резервуары должна осуществляться не менее чем на 800 м, т.к. именно на этих глубинах начинают действовать особые физические и геохимические механизмы, удерживающие СО2 под землей. Еще одним важным условием герметичности резервуара является наличие над ним покрывающей породы - глин, глинистых сланцев и т.д.
В отдельных случаях закачка СО2 может приносить дополнительный полезный эффект, например, повышение нефте- и газоотдачи при закачке в выработанные нефтяные и газовые месторождения. Существует гипотеза, пока не подтвержденная, о возможности извлечения метана при закачке СО2 в угольные пласты.
В настоящее время на основании имеющихся экспериментальных данных по ряду небольших демонстрационных проектов ведется дальнейшая разработка технологий бурения скважин, закачки газа, компьютерной имитации поведения СО2 в резервуаре и методов мониторинга с целью их дальнейшего применения в ходе полномасштабных промышленных проектов геологического захоронения СО2.
При закачке в резервуар СО2 сжимается и заполняет поровое пространство в результате частичного вытеснения уже имеющихся в нем жидкостей - воды и раствора солей. В соленосных формациях объем эффективного порового пространства составляет до 30% от общего объма пород.
После закачки в резервуар СО2 удерживается в нем сочетанием физических и геохимических механизмов. Во-первых, миграция СО2 предотвращается слоем покрывающей породы. Дополнительная физическая ловушка может создаваться капиллярными силами, которые удерживают СО2 в порах. Однако во многих случаях одна или несколько сторон формации остаются открытыми, из-за чего становится возможной боковая миграция СО2 ниже покрывающей породы. В подобных случаях важное значение для долгосрочной секвестрации СО2 приобретают геохимические механизмы. Они начинают действовать по мере вступления СО2 в реакцию с остаточными жидкостями и вмещающей породой. СО2 растворяется в воде, заключенной в поровом пространстве, увеличивая тем самым е плотность, и опускается на дно формации. Затем, на протяжении сотен - тысяч лет между растворенным СО2 и минералами вмещающих пород протекают химические реакции, в результате которых закачанный СО2 превращается в твердые карбонатные породы, и вероятность его утечки сводится к нулю.
Использование СО2 для повышения нефтеотдачи в промышленных масштабах началось в США ещ в 1970-х [7]. На сегодняшний день технология ПНО-СО2 отработана значительно лучше, чем остальные способы секвестрации СО2, и, в отличие от других вариантов, готова к коммерческому внедрению.
Как известно, нефтегазовые месторождения состоят из слоя проницаемой породы (например, песчаника) и непроницаемого слоя над ним (например, сланца), не позволяющего углеводородам мигрировать из ловушки. Такие условия идеально подходят для безопасного захоронения CO2.
Суть технологии ПНО проиллюстрирована на рисунке 1.4. Когда СО2 податся под давлением в резервуар, двуокись углерода смешивается с нефтью, вызывая увеличение е объма и снижение вязкости. Расширяющаяся нефть выталкивается из пор и вместе с водой, которая также нагнетается в пласт, поступает в добывающую скважину. Часть
Сверхкритичекое состояние – состояние вещества, при котором исчезают различия между жидкой и газовой фазой. Свойства вещества в сверхкритическом состоянии промежуточные между его свойствами в жидком и газовом состоянии: высокая плотность, ближе к жидкости; низкая вязкость, ближе к газу. углекислого газа (до 75%) выходит на поверхность через добывающие скважины - его перерабатывают, сжижают и повторно закачивают в резервуар [7].
Двуокись углерода может подаваться в скважину в виде газа или под очень высоким давлением в сверхкритическом состоянии. Степень чистоты СО2 подбирается специально в зависимости от состава нефти: углекислый газ лучше растворяется в нефти, если в нм присутствуют незначительные примеси (например, около 1% H2S).
Таким образом, основными факторами, определяющими эффективность применения данного метода, являются степень уменьшения вязкости нефти и темпы увеличения объемов добычи.
Ещ одной технологией секвестрации, пока находящейся на стадии лабораторных исследований, является повышение извлечения угольного метана с помощью СО2 (ПИУМ-СО2).
Метан угольных пластов представляет собой смесь непосредственно метана, легких углеводородов, азота и СО2, возникающую в процессе геологического преобразования торфа в уголь. Газ попадает в микропоры на поверхности угля и хранится в них в сверхкритическом состоянии при высоких давлениях. Количество газа зависит от качества и проницаемости угля, давления и глубины залегания пласта, но по средним оценкам составляет не менее 100 м3/т [1].
Как правило, угольный метан извлекается путм осушения угольного пласта и снижения давления, чтобы абсорбированный газ покинул пористую породу. Однако коэффициент извлечения при использовании данной технологии крайне низок – 50% и менее. Технология ПИУМ-СО2 может повысить извлечение метана за счт закачки в пласт углекислого газа - аналогично технологии ПНО, газ будет абсорбироваться породой и вытеснять уже имеющийся в порах метан. Впрочем, пока у применения данной технологии есть много ограничивающих факторов: недостаточная изученность поведения метана и СО2, несовершенство технологии, отсутствие коммерческих стимулов к е внедрению.
На рисунке 1.5 представлен обзор всех перечисленных технологий улавливания, транспортировки и захоронения CO2. По многим из них имеется многолетний опыт использования в промышленности (ПНО, трубопроводный транспорт CO2), другие тестируются в ходе демонстрационных проектов (захоронение в соленосных формациях, некоторые технологии улавливания).
Расходы на улавливание СО2 для угольных электростанций
Как уже было сказано выше, стоимость улавливания СО2 и вообще возможность применения тех или иных технологий улавливания в большой степени зависит от особенностей технологического процесса и, в частности, от типа электростанций. В данном исследовании рассматривались пылеугольные электростанции (ПУ), работающие на угле, и парогазовые электростанции (ПГЭС), работающие на природном газе. В обоих случаях оценивалась стоимость улавливания после сжигания в аминовых скрубберах, т.к. данная технология на сегодняшний день является наиболее хорошо отработанной и позволяет за минимальный срок переоборудовать уже имеющиеся электростанции без кардинальных изменений в технологическом цикле.
Принципиальная схема работы угольной электростанции представлена на рисунке 2.3. Уголь (1) поступает на электростанцию и проходит дробление. В виде угольной пыли он впрыскивается в котлоагрегат (2), в котором сгорает. С целью повышения эффективности горения за счт тепла уходящих газов воздух, направляемый в топку (2), предварительно подогревается в воздухоподогревателе (3). Система водяного охлаждения состоит из паровой турбины (4) , конденсатора (5) и градирни (6). Пар из котельного агрегата (2) поступает в турбину (4) и вращает е, вырабатывая электроэнергию. Далее он попадает в конденсатор (5), куда также поступает охлажднная вода из градирни (6) - башенного охладителя. Охлажднная вода возвращается в контур системы и вновь направляется в котл (2). Нелетучие остатки сгорания угольной пыли направляются в шламоотстойник (7). Загрязняющие примеси - NOx, SO2, тврдые частицы и CO2 - улавливаются фильтрами 8, 9, 10 и 11, соответственно. Очищенный поток дымовых газов выходит наружу по выводной трубе (12) [59]. Рисунок 2.3 - Принципиальная схема работы угольной электростанции [59]
Методика расчта себестоимости улавливания СО2 основывается на опытных данных Integrated Environment Control Model [60]. В ней рассчитывается стоимость переоборудования электростанции и установки на ней системы улавливания CO2.
Помимо стоимости самой установки улавливания СО2, необходимо заложить в бюджет проекта затраты на модернизацию остального оборудования (т.к. системы улавливания СО2 потребляют большое количество электроэнергии, для поддержания полезной мощности электростанции на том же уровне потребуется переоборудование основных технологических процессов).
Основная цель расчта заключалась в том, чтобы найти для угольных и газовых электростанций эмпирические формулы зависимости стоимости улавливания СО2 от мощности электростанции. Для этого был произведн попроцессный анализ затрат по следующим пунктам:
Стоимость улавливания СО2 определялась по следующей формуле: где Сперео6 - стоимость переоборудования электростанции для улавливания СО2, Qco-i - ежегодные объмы улавливания СО2, млн т. QC02 = W-EC0-r}ynaB]L (2.1.2) млн где W - годовая выработка электроэнергии, млрд кВтч; ЕС02 - удельные выбросы СО2, кг/кВтч; ?7улавл. - КПД установки улавливания СО2 (принимаем равной 90%). Спереоб. = АССЖИГ. + ACNOx + ДСПЫЛЬ + ДС502 + СС02 + ДСя20 (2.1.3) где ACc;KHr.,ACWO;c,ACnbMb,ACs02,ACW2o - стоимость модернизации процессов сжигания угля, очистки дымовых газов от NOx, твердых частиц и SO2, а также процессов водоснабжения, соответственно, млн руб; Ссс,2 - стоимость установки системы улавливания СОг, млн руб. Каждое слагаемое в формуле (2.1.3) определяется как сумма полных приведнных затрат по каждому технологическому процессу: ппз = пкз + тз = кз л:пр + тз (2.1.4) где ПКЗ - приведнные капитальные затраты, млн руб; ТЗ - текущие затраты, млн руб; Кар - коэффициент приведения (принимаемый 0,1). Капитальные затраты определяются по следующей формуле:
КЗ = Сосн.об. + Сдоп.об. + Спр.раб. + Спроч., (2.1.5) где Сосноб. - стоимость основного оборудования;
Сдоп.об. - стоимость дополнительного оборудования; Спр.раб. _ стоимость проектных и изыскательских работ; СПроч. прочие капитальные затраты. Стоимость основного оборудования была получена из ШСМ [60] на основании данных о проектной мощности электростанции. Для того, чтобы определить остальные составляющие капитальных затрат, в таблице 2.1 приведена их доля по отношению к Сосно6 Общая формула для их расчта следующая:
Экономический анализ внедрения технологии утилизации СО2
Месторождения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции характеризуются сложными географо-экономическими условиями, большой долей трудноизвлекаемых запасов и слабо развитой транспортной инфраструктурой. Наиболее хорошо разработана южная часть НГП (на территории Республики Коми), месторождения же Ненецкого АО находятся на начальных стадиях отработки. Рисунок 3.2 - Карта источников выбросов СО2 и нефтяных месторождений Северо-Западного федерального округа [76-82]
Что касается Калининградской области, то на е территории много мелких выработанных месторождений нефти, однако их суммарный потенциал по захоронению СО2 невелик. Ввиду ограниченных масштабов применения, от внедрения технологии утилизации СО2 в Калининградской области сложно будет ждать экономических выгод, однако месторождения региона хорошо подходят для небольших пилотных проектов для демонстрации безопасности и эффективности технологии. Центральный федеральный округ не имеет собственных запасов нефти, однако характеризуется значительными выбросами техногенного СО2 - 49 электростанций региона, отмеченные на рисунке 3.3, могут послужить источником 122 млн т СО2/год. В случае улавливания СО2 на крупных электростанциях - Черепетской ГРЭС, Рязанской ГРЭС и т.д. -транспортировка углекислого газа до месторождений Приволжья (рисунок 3.4) может оказаться экономически оправданной.
Рисунок 3.3 - Карта источников выбросов СО2 и нефтяных месторождений Центрального федерального округа [76, 77, 79-85]
Приволжский ФО является старейшим нефтегазодобывающим регионом страны, месторождения которого отрабатываются уже на протяжении 70 лет. В связи с этим регион обладает огромным потенциалом для захоронения СО2 в нефтяных месторождениях, при этом большая их часть характеризуется высокой степенью выработанности.
С точки зрения ПНО, наиболее перспективными районами являются Оренбургская область, Татарстан и Пермский край, с точки зрения захоронения СО2 наибольшим потенциалом обладают Татарстан, Башкортостан и Самарская область (в сумме - более 80% от суммарного объма захоронения ФО). Рисунок 3.4 - Карта источников выбросов СО2 и нефтяных месторождений Приволжского федерального округа [76, 77, 80, 82, 87-94]
В Татарстане, Оренбургской и Самарской областях от 50 до 76% добываемой нефти относится к разряду легких (плотностью до 870 кг/м3), что является крайне благоприятными условиями для применения газовых методов воздействия на пласт [95]. Для внедрения технологии утилизации СО2 Приволжье является крайне удачным регионом ещ и потому, что его нефтяные месторождения расположены на относительно небольшом расстоянии (15-300 км) от крупных промышленных центров - Уфы, Казани, Самары, Ижевска, Перми.
В целом, регион характеризуется сбалансированными выбросами и потребностью в СО2 - суммарный объм углекислого газа, который может быть захвачен от электростанций Приволжского и Центрального федеральных округов, составляет 212,4 млн т/год, тогда как предельный объм закачки СО2 в месторождения региона - 225,2 млн т/год.
Суммарный потенциал Южного и Северо-Кавказского федеральных округов (рисунок 3.5) достаточно высок, однако он складывается из большого количества мелких месторождений. Ввиду того, что удельный прирост нефтедобычи в каждом отдельном случае будет невелик, а затраты на оборудование месторождения - существенны, перспективность региона в целом оценивается как средняя, большинство месторождений больше подходят для демонстрации возможностей ПНО-СО2 на ранних стадиях развития технологии, чем для коммерческих проектов.
В среднем, по данному региону также наблюдается достаточная удалнность нефтяных месторождений от источников СО2. Годовые выбросы СО2 по региноу - 30,8 млн т - несколько превышают потребность в СО2, составляющую не более 27,6 млн т/год.
На сегодняшний день Западно-Сибирская НГП (рисунок 3.6) является самым крупным регионом добычи углеводородного сырья в России, обеспечивая 64% от добычи нефти и 91% от добычи природного газа по стране. В данной работе была произведена оценка лишь той части потенциала Уральского ФО по утилизации СО2, которая приходится на Ямало-Ненецкий АО. Месторождения округа характеризуются значительным потенциальным объмом для закачки СО2, при этом отличительной чертой являются крупные размеры отдельных месторождений - в случае закачки в них большого количества СО2 экономический эффект мог бы быть достигнут за счт экономии на масштабе.
С точки зрения утилизации СО2, главной проблемой Уральского ФО является значительная удалнность источников СО2 от нефтяных месторождений. Наибольшая доля выбросов приходится на Челябинскую и Свердловскую области, тогда как основной потенциал подземного захоронения территориально привязан к Ямало-Ненецкому и Ханты-Мансийскому АО. Рисунок 3.5 - Карта источников выбросов СО2 и нефтяных месторождений Южного и Северо-Кавказского федерального округа [76, 81-83, 96-99] Рисунок 3.6 - Карта источников выбросов СО2 и нефтяных месторождений Уральского федерального округа [76, 80-84, 93, 100-102] 26 крупнейших электростанций округа (из них 4 на угле) ежегодно выбрасывают в атмосферу 103,9 млн т СО2, при этом потребность одного только ЯНАО в СО2 может составлять до 167,9 млн т/год.
Восточно-Сибирская НГП (рисунок 3.7) является относительно новым регионом нефтедобычи в России. На сегодняшний день она скорее является перспективным резервом для российской нефтяной промышленности, а не площадкой для разработки методов повышения нефтеотдачи. Регион характеризуется отдалнностью, незаселнностью, отсутствием необходимой инфраструктуры и суровыми погодно-климатическими условиями, замедляющими темпы его промышленного освоения. Наибольшим потенциалом по утилизации СО2 обладает Томская область, однако месторождения удалены от электростанций - источников СО2 на значительное расстояние (более 500 км), что очень характерно для всего региона в целом.
Для Сибирского федерального округа, топливная энергетика которого в основном полагается на кузнецкий уголь, характерно превышение выбросов СО2 над потенциальными объмами его утилизации - в регионе действует 48 электростанций (из них 42 на угле), ежегодные выбросы от которых составляют 174,8 млн т СО2, тогда как потенциальный объм закачки СО2 в нефтяные месторождения Восточно-Сибирской НГП не превышает 32,7 млн т/год.
Аналогично Сибирскому ФО, месторождения Дальнего Востока (рисунок 3.8) в большинстве своем находятся на ранних стадиях отработки и на данный момент характеризуются невысокой накопленной добычей нефти, поэтому суммарный объм захоронения СО2 лишь незначительно отличается от потенциального объма захоронения СО2 в ходе ПНО. В целом, на сегодняшний день "предложение" по СО2 в регионе явно превышает спрос -38,7 млн т СО2/год от 27 электростанций могут быть закачаны всего в 8 месторождений с годовой потребностью всего 7,3 млн т.
Ещ одним негативным моментом является тот факт, что большинство электростанций региона удалены от нефтяных месторождений на значительное расстояние, делающей внедрение технологии утилизации СО2 экономически нецелесообразным из-за огромных затрат на транспортировку. Перспективным районом видится Сахалинская область ввиду относительно близкого расположения источников СО2 относительно месторождений (не более 300 км), а также сопоставимых объмов выбросов и закачки СО2.
Оценка использования налога на выбросы СО2
Все существующие схемы торговли квотами имеют тенденцию к постепенному сокращению бесплатных разрешений на выбросы и их замене аукционами. К положительным моментам такого перехода можно отнести прозрачность рыночных операций и формирования цены на квоты, а также возможность использовать полученные от аукциона доходы для финансирования экологически значимых проектов. Наконец, именно в системе бесплатного распределения квот многие исследователи видят причину краха современных углеродных рынков - неправильное распределение разрешений привело к непредвиденно высоким прибылям некоторых компаний, искаженному функционированию рынка и последующему обесцениванию СО2.
Впрочем, подобная ситуация характерна для всех механизмов Киотского протокола в целом. Если рассмотреть рынок МЧР, в 2013 году цена ССВ упала до 0,37 (0,51$), по сравнению с 2012 годом на 88% уменьшилось количество поданных заявок (226 против 1891), в десять раз сократилось число зарегистрированных проектов (338 против 3428) Аналогичная ситуация складывается и на рынке ПСО - в 2013 году были поданы заявки всего на 26 проектов, из них зарегистрировано 5, что свидетельствует о девятикратном сокращении рынка по сравнению с предыдущим годом [126].
Что касается углеродных рынков, то уже упоминалось рекордное падение цена на СО2: в рамках EU ETS - ниже 5, в RGGI - до 2,8$, в NZ ETS - до 2 новозеландских долларов. Причиной такого синхронного провала оказалось многократное превышение предложения над спросом: электростанции и промышленные предприятия получили гораздо большие квоты, чем требовалось - не только по причине экономического кризиса и связанного с ним сокращения производства, но и благодаря активным "закулисным" переговорам в высших эшелонах власти. Также сыграл свою роль и приток дешевых углеродных кредитов от проектов МЧР - весьма сомнительных по своим экологическим результатам, но вполне успешно снижающих рыночную цену СО2. Как результат всего этого, цена на СО2 сегодня настолько мала, что никоим образом не может стимулировать инвесторов вкладываться в снижение эмиссий и переход на низкоуглеродные технологии.
Помимо низкой цены на СО2, аналитики выделяют ряд систематических ошибок, не позволяющих механизмам Киотского протокола (и прочим углеродным рынкам, построенным по принципу EU ETS) выполнять свою прямую функцию - снижать углеродные выбросы. Первая из них касается механизмов чистого развития или, более конкретно, взаимосвязи между углеродным рынком в развитых странах и возможностями покрыть свои выбросы за счт неиспользованных квот развивающихся стран. Сама концепция МЧР предполагает, что "перезачт выбросов" может иметь место только тогда, когда сокращение эмиссий в развивающихся странах носит "дополнительный" характер по сравнению с обычным состоянием бизнеса. На деле же часто происходит обратная ситуация - для примера возьмем один из первых МЧР проектов, крупного производителя хладагентов GFL в Гуджарате, Индия. Данное предприятие является одним из крупнейших поставщиков углеродных кредитов в мире и зарабатывает на этом значительные суммы (27 млн в 2006 г. [128]), недорого продавая крупным загрязнителям в ЕС разрешение загрязнять дальше. При изначальной сомнительности данной схемы, детальное расследование выявило, что само это предприятие не вносит никакого существенного вклада в борьбу с климатическими изменениями, а лишь пользуется налаженными связями, гарантирующими поверхностный анализ технической документации и сверхприбыли от продажи "мнимых" углеродных кредитов [128]. Коррумпированность углеродных рынков и непрозрачность сделок, совершаемых на них, являются еще одним серьезным недостатком системы.
В качестве третьей проблемы сложившейся системы можно выделить усиление негативного воздействия на окружающую среду, которое имеет место в ряде внедряемых проектов. Так, тайская компания AT Biopower производит электроэнергию из возобновляемого источника - рисовой шелухи - и продает полученные углеродные кредиты Японии и ряду других загрязнителей. Сама компания позиционирует рисовую шелуху как отходы производства, однако есть данные, что ранее она использовалась местными фермерами для удобрения почвы. Вследствие "экологически чистой" деятельности AT Biopower, фермерам приходится покупать промышленные азотные удобрения, что, во-первых, обходится им дороже, а во-вторых, негативно сказывается на состоянии окружающей среды [129].
Наконец, четвертая проблема, касающаяся в большей степени рынка торговли выбросами, становится очевидной при рассмотрении риска так называемой "углеродной утечки" (carbon leakage) - если в какой-либо развитой стране становится слишком дорого производить углеродомкие товары, то вместо затратного перехода на инновационные технологии, уменьшающие количество выбросов СО2 в атмосферу, компания просто может переехать в другую страну с менее жесткими требованиями к эмиссии СО2 и экспортировать свои товары вс тем же потребителям - при этом выбросы СО2 в глобальном масштабе вырастут, однако локально страна с более жсткой климатической политикой свои требования соблюдет. Сама возможность подобной схемы стала возможна благодаря ошибочному принципу расчта выбросов стран-участниц Киотского протокола: эмиссии парниковых газов должны оцениваться не исходя из объмов производства углеродомкой продукции в конкретной стране, а исходя из объмов ее потребления. Именно этим упущением на начальной стадии целеполагания климатической политики объясняется неспособность ведущих мировых держав, несмотря на все усилия, выполнить свои обязательства по сокращению эмиссий на период до 2020 года. Скажем, Великобритания считает себя лидером по сокращению выбросов СО2 за счт внедрения экологически значимых проектов и декарбонизации национального производства, однако не берет в расчт ежегодный рост импорта углеродомких товаров, потребление которых возросло на 19% за период с 1990 по 2005 гг. [125].
Если кратко подвести итог, механизмы Киотского протокола и углеродные рынки в частности, хоть и выполняют важную роль пробного камня в ходе реализации экологически значимых проектов, выявили ряд принципиальных вопросов, по которым еще только предстоит достигнуть согласия между бизнесом и разработчиками политики. Это вопросы справедливого распределения квот на выбросы между странами-участницами климатических соглашений, борьба с коррупцией и проблемы комплексной оценки экологического, социального и экономического эффекта от внедрения рассматриваемых проектов.