Report on Carbon Capture, Utilisation, and Storage (CCUS) Policy Framework and its Deployment Mechanism in India

Author Name

Admin_niti

Choose Report Type

Publication Date

Tue, 11/01/2022 - 09:29

Report Upload

Download (7.64 MB)

vertical

Energy

PDF Text

Policy Framework and its 
Deployment Mechanism in India
Carbon Capture,
Utilization and
Storage (CCUS)
November 2022 Authors and Acknowledgements
Atanu Mukherjee, Principal Investigator,
M. N. Dastur & Co. (P) Ltd.
Saurav Chatterjee, Co-Principal Investigator,
M. N. Dastur & Co. (P) Ltd.
AuthorsAcknowledgment
The team is grateful for the mentorship and inputs provided by:
Dr. V. K. Saraswat, Member, NITI Aayog
Dr. Neeraj Sinha, Sr. Adviser (S&T), NITI Aayog
Shri Rajnath Ram, Adviser (Energy), NITI Aayog
Leadership
The study was carried out with the financial support of NITI Aayog, 
Government of India and conducted by M. N. Dastur & Co. (P) Ltd.
The team is grateful for the input and contributions received from:
Shri Jawahar Lal, Deputy Chief Engineer, NITI Aayog
Shri Naveen Kumar Vidyarthi, Director (Energy), NITI Aayog
Shri Amit Verma, Director (Energy), NITI Aayog
Shri Manoj Kumar Upadhayay,
Deputy Advisor (Energy), NITI Aayog
Dr. Abhinav Trivedi, Consultant, NITI Aayog
Shri Akash Jain, Young Professional, NITI Aayog
Abhijit Sarkar, Vice President, Dastur International, Inc.
Dr. Suprotim Ganguly, Techno-Strategic Advisor,
M. N. Dastur & Co. (P) Ltd.
Arunava Maity, Sr. Principal Analyst, M. N. Dastur & Co. (P) Ltd.
Dr. Vikram Vishal, Convenor - National Centre of Excellence in
Carbon Capture and Utilization, IIT Bombay
Dr. Ken Medlock, Baker Institute, Rice University
Phil Amick, Principal, Dastur Energy Inc.
Dr. Susan D. Hovorka, The University of Texas at Austin
Saptarshi Bhattacharya, M. N. Dastur & Co. (P) Ltd.
Anand Senguttuvan, M. N. Dastur & Co. (P) Ltd.
Arnab Adak, M. N. Dastur & Co. (P) Ltd.
Debarka Chakraborty, M. N. Dastur & Co. (P) Ltd.
Anindya Majumdar, M. N. Dastur & Co. (P) Ltd.
Pratyush Kumar, M. N. Dastur & Co. (P) Ltd.
We would also like to thank the following organizations who provided 
valuable inputs in shaping the report:
Shri A. Balan, Member (Planning),
Central Electricity Authority, India
Shri A K Rajput, Chief Engineer, Central Electricity Authority, India
Shri Neelesh Kr Sah, Joint Secretary,
Ministry of Environment, Forest and Climate Change, Govt. of India
Shri Gurdip Singh, Chairman and Managing Director,
National Thermal Power Corporation Ltd.
Shri Nalin Singhal, Chairman and Managing Director,
Bharat Heavy Electricals Ltd.
Shri U K Bhattacharya, Director,
National Thermal Power Corporation Ltd.
Shri Anirban Das Gupta, Director-in-Charge,
Steel Authority of India Ltd.
Shri Sanjay Shrivastava, Executive Director -
Chief Carbon Management & Sustainability Group,
Oil and Natural Gas Corporation Ltd.
Shri Peeyush Kumar, Officer on Special Duty,
Ministry of Coal, Govt. of India
Dr. Anita Gupta, Adviser / Scientist G,
Department of Science & Technology
Shri Sanjay Singh, Scientist G, Technology Information 
Forecasting and Assessment Council
Dr. Deepak Saxena, Executive Director, Indian Oil Corporation Ltd.
Shri Pradeep, Executive Director, Technology Information 
Forecasting and Assessment Council
Shri Gaurav Mishra, Executive Engineer,
Reservoir, Oil and Natural Gas Corporation Ltd.
Shri Sujit Mitra, General Manager - Reservoir,
Oil and Natural Gas Corporation Ltd.
Smt. Neha Verma, Director, Ministry of Steel, Govt. of India
Shri Paramjeet Singh, Additional Industrial Advisor,
Ministry of Steel, Govt. of India
Dr. Mukesh Kumar, Director - Steel Research & Technology 
Mission of India, Ministry of Steel, Govt. of India
Shri Kumar Saurabh, Deputy Director,
Ministry of Power, Govt. of India
Ms. Soujanya Mondal, Senior Manager, Corporate Strategy,
Planning & Advocacy, Gas Authority of India Ltd.
Shri Rahul Buswala, Strategy Manager,
Carbon Capture, Bharat Heavy Electricals Ltd.
Acknowledgment
Available at: 
NITI Aayog:  www.niti.gov.in
Disclaimer 
M. N. Dastur & Co. (P) Ltd. has received the financial assistance under the Research Scheme of NITI Aayog to prepare the report. While due care has 
been exercised to prepare the report using the data from various sources, NITI Aayog does not confirm the authenticity of data and the accuracy of 
the methodology to prepare the report. NITI Aayog shall not be held responsible for finding or opinions expressed in the document. This 
responsibility completely rests with M. N. Dastur & Co. (P) Ltd.
03
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India 04
About DASTUR
M. N. Dastur & Company (P) Ltd. along with Dastur Energy (DASTUR)
conceptualizes, designs, and develops business, technology, engineering and policy
blueprints for clean energy systems for enterprises, governments, and institutions.
DASTUR envisions the enablement of an affordable and clean energy future
through industrial decarbonization, carbon capture, low-carbon alternative fuels
and low-carbon transformation of solid fuels and hydrocarbons. DASTUR has
conceptualized and designed several pioneering industrial-scale low-carbon
projects worldwide in hydrogen, methanol, chemicals, steel, hydrocarbons, power,
and carbon capture, and works with governments and international institutions on
policy and market design aspects for enabling a low-carbon economy. DASTUR’s
intellectual property and operating frameworks help design commercially viable
and sustainable energy solutions using low-carbon energy technologies and
carbon capture utilization and storage. DASTUR optimizes the design of integrated
clean energy systems for superior long-term techno-economic performance that
include emerging energy systems like industrial carbon capture systems, CO
2

utilization and sequestration, clean baseload power, clean hydrogen production,
net-negative gasifier complexes, methanol ecosystems, waste gas conditioning and
use, clean chemicals, and clean materials. DASTUR’s intellectual assets in clean
energy systems, economics, and finance help shape policies and strategies in clean
energy market designs, carbon capture, carbon credit & trade mechanisms,
regulatory frameworks, and macro-energy strategies for nations and institutions.
By designing scalable clean energy systems which are pragmatic, commercially
viable, and competitive, DASTUR makes sustainability and climate goals real,
achievable, and implementable.
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India 05
Executive Summary 15
1. Introduction 27
2. Analysis of Sector-wise CO
2
Emissions 35
3. Overview of CO
2
Capture & Utilization Technologies 67
4. Potential for CO
2
Storage in India 93
5. CCUS Policy Framework for India 111
6. Investment and Financing Mechanism 135
7. Conclusions 157
Bibliography 163
Contents
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India 06
List of Figures
Figure E-1  The 70% Emissions Challenge
Figure E-2  Sector-wise CO
2
 Emissions (in mtpa)
Figure E-3  Cost Curve for CO
2
 Capture Across 
Industries/Sectors
Figure E-4  Mega Scale CO
2
 Cluster Model
Figure E-5  Region-wise Storage Clusters in India
Figure 1.1  The 70% Emissions Challenge
Figure 2-1  Illustration of Emission Types and Boundary 
Consideration
Figure 2-2  Sector-wise CO
2
 Emissions, mtpa
Figure 2-3  Break-up of Installed Generation Capacity, GW
Figure 2-4  Break-up of Generation, Billion Unit
Figure 2-5  Break-up of Thermal Power Plants by Fuel 
(Power Sector at a Glance ALL INDIA)
Figure 2-6  PFD of Coal-fired TPP 
Figure 2-7  Schematic Representation of Gas Turbine
Figure 2-8  NGCC Power Plant Schematic Diagram 
Figure 2-9  Share of Total CO
2
 Emissions by Each Prime 
Mover, mtpa
Figure 2-10  State-Wise Analysis of CO
2
 Emissions (mtpa)
Figure 2-11  Crude Steel Capacity & Production in Last
5 Years (in mtpa)
Figure 2-12  Process Route Wise Steel Production and 
Contribution (in mtpa)
Figure 2-13  Various Iron and Steel Making Routes in India
Figure 2-14 CO
2
 Emission (in tonne) per tonne of Finished 
Steel BF-BF route
Figure 2-15  Region-wise Distribution and Total CO
2
 
Emissions (in mtpa)
Figure 2-16  Cement Production (in mtpa)
Figure 2-17  Per Capita Cement Consumption in 2018 (in kg)
Figure 2-18  Cement Production (in mtpa)
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Figure 2-19  Top 10 Cement Clusters Based on Cumulative 
Capacity
Figure 2-20  Cement Demand (in mtpa) and Per-capita 
Cement Consumption (in kg)
Figure 2-21  Typical Process Flow Diagram for Cement 
Making
Figure 2-22  Typical CO
2
 Cascade (in kg of CO
2
 per tonne
of cement)
Figure 2-23  Cement Plant CO
2
 Emission Projection
(in mtpa)
Figure 2-24  Simplified Block Flow Diagram of Hydrogen 
Generation Units (HGUs)
Figure 2-25  Domestic Oil Production (in mtpa)
Figure 2-26  Natural Gas Production - FY 2014-15 to FY 
2019-20 (in billion cubic meter)
Figure 2-27  Oil Production by Operator in FY 2019-20
(in mtpa)
Figure 2-28  Natural Gas Production in FY 2019-20 (in 
billion cubic meters)
Figure 2-29  Carbon Emission by E&P Operator in FY 
2019-20 (in mtpa of CO
2
eq)
Figure 2-30  Emissions Projection for 2030, MT CO
2
eq
Figure 2-31  A Typical Coal Gasification Based Ecosystem
Figure 3-1  Scheme of Post-combustion, Pre-combustion & 
Oxy-fuel combustion
Figure 3-2  Simplified Representation of CO
2
 Capture 
Technologies
Figure 3-3  Schematic Representation of Working Principle 
of Solvent-Based CO
2
 Capture
Figure 3-4  Schematic Representation of CO
2
 Absorption 
Capacity of Chemical and Physical Solvents as 
a Function of the Partial Pressure of CO
2
Figure 3-5  Operating Regimes of Various Solvents for
CO
2
 Capture
Figure 3-6  Typical Flow Diagram of a Chemical Solvent 
Based CO
2
 Capture Figure 3-7  Process Flow Diagram of Air Liquide’s Amine 
Based CO
2
 Capture
Figure 3-8  Process Flow Diagram of a Pilot Slipstream 
Test Unit at National Carbon Capture Center, 
USA using ION’s Proprietary ICE-21 Solvent for 
CO
2
 Capture
Figure 3-9  Process Flow Diagram of KM CDR CO
2
 Capture 
using Proprietary KS-1 Solvent
Figure 3-10  Process Flow Diagram of the Amine Guard
™
 FS 
CO
2
 Capture using Proprietary UCARSOL
™
 
Solvent
Figure 3-11  Process Flow Diagram of Baker Hughes Chilled 
Ammonia Process (CAP) using Ammonium 
Carbonate Solvent
Figure 3-12  Basic Process Flow diagram of the Rectisol
®
 
Process
Figure 3-13  Basic Process Flow Diagram of the Selexol
™
 
Process
Figure 3-14  Basic Process Flow Diagram of Air Products’ 
VSA Technology
Figure 3-15  Five-step Pressure-swing Cycle of UOP’s 
Polybed
™
 PSA Systems
Figure 3-16  Process Flow Diagram of the Cryocap
™
 H
2
 
Technology
Figure 3-17  Summary of Major Large Scale Carbon Capture 
Commercial Projects
Figure 3-18  Cost Curve for CO
2
 Capture Across 
Processes/Industries
Figure 3-19  Possible CO
2
 Utilization Pathways
Figure 3-20  A Simplified Schematic of CO
2
 Mineralization 
Process
Figure 3-21  Typical Schematic for the CO
2
 Hydrogenation 
Process along with Integration with Carbon 
Capture Unit
Figure 3-22  Systematic Indigenization of Technology 
through Technology Transfer
Figure 3-23  Promising CO
2
 Utilization Technology 
Propositions
Figure 4-1  Working of CO
2
 EOR
Figure 4-2  Working of CO
2
 ECBMR
Figure 4-3  Classification of CO
2
 Storage Potential of 
Sedimentary Basins of India
Figure 4-4  Major Sedimentary Basins in India with their 
CO
2
 Storage Potential
Figure 4-5  Seven RSCPs Funded by the US DOE
Figure 5-1  CCUS Hub and Cluster Framework
Figure 5-2  CCUS Cluster Around the World
Figure 5-3  Rotterdam CCS Cluster
Figure 5-4  Timeline Denver City Hub
Figure 5-5  Denver City Storage
Figure 5-6  ACTL Map
Figure 5-7  ACTL Timelines
Figure 5-8  Mega Scale CO
2
 Cluster Model
Figure 5-9  Region-wise Storage Clusters in India
Figure 6-1  Utility Costs Considered
Figure 6-2  Sector-wise CO
2
 emission and Contribution
Figure 6-3  Incentives such as the Product Linked 
Incentive (PLI) scheme create a level playing 
field for low-carbon products
Figure 6-4  CCUS Financing Mechanism
Figure 6-5  Results of CCUS Financing Analysis – Financing 
Option 1 (Clean Energy Cess)
Figure 6-5  Results of CCUS Financing Analysis – Financing 
Option 2 (Bonds and Govt. Budget Support)
Figure 6-6  SPV Framework to Finance Gasification 
Projects in a Deficit-Neutral Way
07
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India 08
List of Tables
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Table E-1  Estimated CO
2
 Storage Capacity in India
Table E-2  Sector-wise Typical Carbon Capture Capital 
Charge and Cash Cost
Table E-3  CCUS Funding through Clean Energy Cess
Table E-4  CCUS Funding with Bonds and Government 
Budgetary Support
Table 1-1  Large Scale CCUS facilities in operation in 2020
Table 2-1  Flue Gas Characteristics of Coal-Fired Thermal 
Power Plants
Table 2-2  Flue Gas Characteristics of Coal-Fired Thermal 
Power Plants
Table 2-3  Overall Analysis of CO
2
 Emissions from the Power 
Sector in India
Table 2-4 CO
2
 Emissions by Prime Mover for Plants with 
Minimum 2 mtpa Capturable CO
2
Table 2-5  District-wise CO
2
 Emission Analysis
Table 2-6  Energy & CO
2
 Volume Projections for
FY 2029-30
Table 2-7  CO2 Direct Emission Intensities for Various Iron 
Making Routes
Table 2-8  Major Players of Cement Industry and Capacity
in mtpa)
Table 2-9  State-wise Cement Capacity
Table 2-10  Top 20 Districts/Clusters and Aggregate Capacity
Table 2-11  Plant Capacity Distribution
Table 2-12  Consumption Parameters
Table 2-13  Gas Composition at Different Source Points
Table 2-14 CO
2
 Concentration at Different Refinery Units
Table 2-15  Cracker Furnace Flue Gas Composition
Table 2-16  Total CO
2
 Emissions from Refineries, 
Petrochemicals & Fertilizers
Table 2-17  Total CO
2
 Emissions from Oil & Gas Upstream 
Operations
Table 2-18  Total CO
2
 Emission from Coal Gasification
Table 2-19  Sector-wise CO
2
 Emissions and Interventions 
Required
Table 3-1  Comparison of Various Flow Schemes of UOP 
Amine Guard
™
 FS Technology
Table 3-2  Comparative Analysis of Various Classes of CO
2
 
Capture Technologies
Table 3-3  Various CO
2
 Utilization Pathways
Table 4-1 CO
2
 EOR Storage Capacity Estimates
Table 4-2 CO
2
 ECBMR Storage Capacity Estimates
Table 4-3 CO
2
 Storage Capacity Estimation for Deep
Saline Aquifers
Table 4-4  Basalt Formation CO
2
 Storage Capacity Estimates
Table 4-5  Theoretical CO
2
 Storage Capacity in India
Table 5-1  EU Funding Schemes for CCUS
Table 5-2  Carbon Pricing System Adopted by Different 
Provinces of Canada
Table 5-3  Comparison of Carbon Credits/Incentives and 
Carbon Tax Based Policy
Table 5-4  Key Elements of a CCUS Policy Framework
for India
Table 5-5  Sedimentary Basins Spanning Across Multiple 
Regions
Table 6-1  Capex and Opex Considerations for CCUS Retrofit
Table 6-2  Sector-wise Typical Carbon Capture Capital Cost
Table 6-3  Sector-wise Typical Carbon Capture Cash Costs
Table 6-4  Sector-wise Typical Carbon Capture Cash Costs 
and Capital Charges
Table 6-5  Carbon Capture Volume in Two Scenarios and 
Tentative Investment
Table 6-6  Assumptions/Considerations for CCUS Financing 
Analysis
Table 6-7  45Q Tax Credit Amounts
Table 6-8  Tax Credits for Hydrogen Production in USA - 
Inflation Reduction Act of 2022
Table 6-9  Probable Distribution of 750 mtpa and low-C 
Product Volume
Table 7-1  Sector-wise CO
2
 Emissions and Interventions 
Required
Table 7-2  Theoretical CO
2
 Storage Capacity in India
Table 7-3  Key Elements of a CCUS Policy Framework
for India
Table 7-4  Sector-wise Typical Carbon Capture Capital 
Charge and Cash Cost Abbreviations
ACTL  Alberta Carbon Dioxide Trunk Line 
AD  Accelerated Depreciation 
ADB  Asian Development Bank 
ARRA  American Recovery and Reinvestment Act 
BEE  Bureau of Energy Efficiency 
BF  Blast Furnace 
BGS  British Geological Society 
BOF  Basic Oxygen Furnace 
BOO Build-Own-Operate 
CAP  Chilled Ammonia Process 
CBAM  Cross Border Adjustment Mechanism 
CBM  Coal Bed Methane 
CCF  Climate Change Fund 
CCFC  Carbon Capture Finance Corporation 
CCL  Central Coalfields Limited 
CCM  Carbon Concentrating Mechanism 
CCUS  Carbon Capture Utilization and Storage 
CDU  Crude Distillation Unit 
FCC  Fluid Catalytic Cracking
CEA  Central Electricity Authority 
CEIL   Cairn Energy India Limited
CFD Contracts-for-Difference 
CGP  Co-Gen Plant 
CIF  CCUS Infrastructure Fund CIFIA  Infrastructure Finance and Innovation Act 
CIL  Coal India Limited 
CIR  Color Infrared 
CO  Carbon Monoxide 
Coal DR  Coal Based DR Processes 
COG  Coke Oven Gas 
CRF  Capital recovery factor 
CRI  Carbon Recycling International 
DAC  Direct Air Capture 
DEPG  Dimethyl Ether of Polyethylene Glycols 
DGH  Directorate General of Hydrocarbons 
DOE  Department of Energy 
DRCF  Dual Refrigerant CO
2
 Fractionation 
DVP  Deccan Volcanic Province 
E&P  Exploration and production activities 
EAF  Electric Arc Furnace 
EBP  Ethanol Blend Petrol 
ECBMR   Enhanced Coal Bed Methane Recovery
ECL  Eastern Coalfields Limited 
EIB  European Investment Bank 
EMIT  Electromagnetic Induction Tomography 
EOR  Enhanced Oil Recovery 
09
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India EPA  Environmental Protection Agency 
ERT  Electrical Resistance Tomography 
ESP  Electrostatic Precipitator 
EU ETS  European Union Emissions Trading System 
EXIM  Export Import Bank of the United States 
FCC  Fluid Catalytic Cracking 
FECM  Fossil Energy and Carbon Management 
FT Fischer-Tropsch 
FTE  Full Time Equivalent 
Gas DR  Gas Based DR Processes 
GBI  Generation Based Incentives 
GBS  Gross Budgetary Support 
GFANZ  Glasgow Financial Alliance for Net Zero 
GGPPA  Greenhouse Gas Pollution Pricing Act 
GT  Giga Tonne 
GTPA  Gigatonne Per Annum
HGU  Hydrogen Generation Unit 
HP  High Pressure 
IEA  International Energy Agency 
IECM  Integrated Environmental Control Model 
IETF  Industrial Energy Transformation Initiative 
IF  Induction Furnace 
IFC  International Finance Corporation 
ION  ION Clean Energy 
IP  Intellectual Property 
IPCC  Intergovernmental Panel on Climate Change 
JTF  Just Transition Fund 
JTM  Just Transition Mechanism 
KM CDR
™
  Kansai Mitsubishi Carbon Dioxide Recovery 
LCA  Life Cycle Analysis / Life Cycle Assessment 
LCFS  Low Carbon Fuel Standard 
LETS  Low Emission Technology Statement 
LIC  Life Insurance Corporation 
LP Low-Pressure 
MDEA  Methyl diethanolamine
MHI  Mitsubishi Heavy Industries Ltd 
MRV  Monitoring Reporting and Verification 
framework 
MTPA  Million Tonne Per Annum
MVA  Monitoring Verification and Accounting 
NAS  Non Aqueous Solvent 
NCEEF  National Clean Energy and Environment Fund 
NETL  National Energy Technology Laboratory
NEXI  Nippon Export and Investment Insurance 
NGCC  Natural Gas Combined Cycle 
10
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India 11
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
OBPS  Output Based Pricing System 
OPC  Ordinary Portland Cement 
OPGC  Odisha Power Generation Corporation Limited 
OPGGSA  Offshore Petroleum and Greenhouse Gas 
Storage Act 2006 
PLI  Production Linked Incentive 
PMAY  Pradhan Mantri Awas Yojana 
PP  Power Plant 
PPC  Portland Pozzolana Cement 
PSA  Pressure Swing Adsorption 
PSC  Portland Slag Cement 
RCF  Rashtriya Chemicals & Fertilizers 
RCP  Rotterdam Cluster Project 
RCSPs  Regional Carbon Sequestration Partnerships 
RRF  Recovery and Resilience Facility 
SAR  Synthetic Aperture Radar 
SECARB  Southeast Regional Carbon Sequestration 
Program 
SECL  South-Eastern Coalfields Limited 
SMR  Steam Methane Reforming 
SSEB  Southern States Energy Board 
syngas  Synthesis Gas 
T&S  Transport and Storage 
TCF  Trillion Cubic Feet
TIER  Technology Innovation and Emissions Reduction 
TIFAC  Technology Information Forecasting and 
Assessment Council 
TSA  Temperature Swing Adsorption 
UIC  Underground Injection Control 
UKRI  UK Research and Innovation’s 
URR  Ultimate Recoverable Reserves 
USIDFC  US International Development Finance 
Corporation 
VDU  Vacuum Distillation Unit 
VGas  Volume of Methane 
VRM  Vertical Roller Mill 
VSA  Vacuum Swing Adsorption 
VSP  Vertical Seismic Profile 
WCL  Western Coalfields Limited  12
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India 13
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India 14
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India Executive
Summary Carbon Capture, Utilization and Storage is an Essential
Imperative for India to Reach its Decarbonization Goals
India is the 3rd largest emitter of CO
2
 in the world 
after China and the US, with estimated annual 
emissions of about 2.6 gigatonne per annum (gtpa). 
The Government of India has committed to reducing 
CO
2
 emissions by 50% by 2050 and reaching net zero 
by 2070. The growth of renewable power capacity has 
been one of the key success stories of the clean 
energy transition in India; however, the power sector 
only contributes to about 1/3 rd of the aggregate CO
2
 
emissions, which will continue to abate as renewables 
increasingly replace fossil fuel based power 
generation. The growing industrial economy emits 
close to another third of the aggregate emissions that 
are hard to abate, and will continue to increase unless 
new technologies and carbon abatement mechanisms 
are deployed. At the same time, while India phases 
down the use of coal over time, India will be 
dependent on fossil energy sources like coal for a long 
time to support the industry and meet the 
requirements for affordable and reliable baseload 
power. Therefore, India’s decarbonization pathway 
has to also embrace technologies which will abate 
emissions from the hard to abate industrial sectors as 
well as for residual baseload power generation.
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) has an 
important and critical role to play in decarbonizing the 
industrial sector, which is hard to electrify and hard to 
abate, due to the use of fossil fuels not only as a 
source of energy but within the process itself. CCUS 
also has an important role to play in decarbonizing the 
power sector, given India’s present reliance on coal 
for meeting over 70% of its electricity needs. Even if 
India is able to substantially green the grid and meet 
the target of 500 GW installed capacity of renewables 
by 2030, there would still be a need to meet the 
baseload power demand from fossil fuels (most likely 
coal) or other dispatchable sources, given the 
intermittency and non-dispatchable nature of solar 
and wind power. 
Direct Air Capture (DAC) that directly captures dilute 
CO
2
 (415 ppm) from the air, may also emerge as a 
form of carbon capture that has wide applicability as it 
is independent of the source and concentration of the 
emission stream. However, DAC is still in its early 
stages and the economics (present cost of DAC is 
estimated to range between US$ 400-800/tonne of 
CO
2
) and scale of operations are yet to be established.
Figure E-1: The 70% Emissions Challenge
16
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Executive Summary
Industry
Agriculture
Transport
Building
Electricity
31%
~30%
2.6
gtpa
~70%
20
10
5
India A Policy Driven Approach is
Required for CCUS
Industrial Sector Needs to be a Key Focus Area for CCUS
CCUS is key to ensuring sustainable development and  growth in India, particularly for the production of 
clean products and energy, leading to an
Indian economy. The areas where CCUS can 
contribute to sustained economic growth in India
are manifold:
a.  Energy, materials & food security and 
self-sufficiency: CCUS offers the only known 
technology for decarbonizing the hard-to-electrify 
and CO
2 
- intensive sectors such as steel, cement, 
oil & gas, petrochemicals & chemicals, and 
fertilizers. These sectors are critical to the 
continued growth of the Indian economy and for 
ensuring energy, materials and food security for 
the country.
b.  Enabling the sunrise sectors of coal gasification 
and low-carbon hydrogen economy: CCUS is 
expected to play a major role in enabling the 
hydrogen economy in India, through the 
production of blue hydrogen (i.e. coal gasification 
based hydrogen production coupled with CCUS) 
based on the utilisation of India’s rich 
endowments of coal. Given the current cost 
structure of green hydrogen at US$ 5-6/kg, 
cost-competitive blue hydrogen production at 
around US$ 2/kg can provide a pathway for the 
hydrogen economy in the future.
c.  Sustenance of existing emitters: Nearly 
two-thirds of India’s 144 mtpa crude steel capacity 
and 210 GW of coal-based power capacity have an 
age of less than 15 years and cannot be wished 
away or stranded and need to be made 
sustainable by retrofitting with CO
2
 capture and 
disposition infrastructure. Significant economic 
costs and damages (estimated to be in the range 
of US$ 6 billion/year by 2050) can be avoided by 
ensuring the sustenance of existing emitters by 
implementing CCUS.
While CCUS enables competitive and sustainable sunrise 
industries in certain sectors in India, it also imposes 
costs on other sectors – particularly for the adoption of 
CCUS by existing emitters. The initial adoption of CCUS 
implementation in such sectors will impose costs as 
they start internalizing the negative externality of 
emission of CO
2
 into the atmosphere, whose cost is 
currently borne by society. As more CO
2
 utilization 
technologies develop and learning curve effects set in, 
CCUS costs can come down significantly and new 
industries around carbon utilization will also develop. 
Therefore, to enable the sustainable development of 
the Indian economy, economy-wide adoption of CCUS 
will require policy support to initiate and accelerate 
deployment through economic incentives. These 
economic incentives can take various forms like tax or 
cash subsidy on the captured CO
2
, viability gap 
funding, loan guarantee, demonstration project 
support and R&D incentives.
India’s power and industrial sectors contributed 
around 1,600 mtpa of CO
2
 emissions (around 60%) 
out of the total emissions of 2,600 mtpa in 2020. 
The remaining 40% of emissions come from 
distributed point emissions sources like agriculture, 
transport, and buildings which are not amenable for 
CCUS. Fuelled by economic growth across sectors as 
well as rapid urbanization, emissions from these 
sectors are expected to increase to nearly 2,300 
mtpa by the year 2030, thus making their capture 
and abatement critical.

1,004
1,210
177240
450
196
325
2030 CO
2
 emission
56
125
2020 CO
2
 emission
2,291
27
102
1,621
Coal Gasifcation
NG based H
2
 production Upstream O&G/Refinery/Chemicals
Cement
Iron & Steel
Power
Figure E-2: Sector-wise CO
2
 Emissions (in mtpa)
17
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Executive Summary CCUS has an integral role to play in the 
decarbonization and sustenance of all these industries 
and sectors, which are critical and vital pillars of the 
Indian economy.
Steel: The future growth of the steel 
industry in India is largely expected to be 
based on fossil fuels and the CO
2
-intensive 
BF-BOF route, given the scarcity of scrap 
and natural gas in India. CCUS is 
necessary for ensuring the sustainability of this 
critical sector of the Indian economy and also 
ensuring export competitiveness. 
CCUS can also enable the scalable and profitable 
conversion of waste gases from Blast Furnace, Coke 
Oven and Basic Oxygen Furnaces of Integrated Steel 
Plants to blue hydrogen at a cash cost of less than Rs. 
100 per kg. Blue hydrogen can be used within the steel 
plant as a source of clean energy or for producing clean 
DRI. The blue hydrogen can also be sold to external 
consumers, thus propelling the clean hydrogen 
economy in India.
Cement: Cement is another major CO
2
 
emitting sector, where fossil fuels are 
difficult to replace in the cement-making 
process. The capture, sequestration and 
conversion of CO
2
 to aggregates and 
other chemical products provide synergies for the 
cement sector.
 
Oil & gas, refineries and chemicals: This 
is another hard-to-abate sector, where 
CCUS is essential for ensuring 
sustainability. Carbon capture is inbuilt in 
many of the processes, which makes CCUS costs 
competitive for this sector.
Hydrogen production: The 
cost-competitive production of blue 
hydrogen using India’s rich coal 
endowments is key to enabling the 
hydrogen economy of the future. Carbon capture is 
inbuilt in the H
2
 production process, leading to 
cost-competitive CCUS.
 
Coal gasification: Coal gasification is a 
sunrise sector and key to ensuring the 
materials and energy security of India, 
based on India’s rich endowments of coal. 
CCUS is critical to enabling the coal gasification 
economy in India and the production of clean 
products.
Thermal power: Even with the expected 
growth in renewable energy capacities, 
coal-based power will continue to meet 
more than 50% of electricity demand in India in the 
foreseeable future. As the largest emitter of CO
2
, 
CCUS of the power sector is essential for meaningful 
decarbonization and ensuring energy security in India.
Appropriate Carbon Capture
Technologies for Different
Applications
There are different categories and types of 
commercial-scale carbon capture technologies and 
their suitability or appropriateness for different 
applications/sectors depends on the typical CO
2
 gas 
stream composition:
a.  Chemical solvent-based CO
2
 capture 
technologies: preferred when dealing with gas 
streams that are lean in CO
2
 and have relatively 
lower pressures, such as flue gas streams from 
power plants, BF gases in steel plants, gas streams 
in refineries or chemicals plants. The cost and 
availability of steam is also a key factor as 
regenerating the solvent requires large quantities 
of steam. 
b.  Physical solvent-based CO
2
 capture 
technologies: these work well on gas streams with 
relatively higher CO
2
 concentration and pressure, 
such as pre-combustion capture in the case of 
gasification projects.
c.  Adsorption-based CO
2
 capture: suitable for gas 
streams with moderate to high pressure and 
moderate CO
2
 concentration such as SMR flue gas 
or BF gas. 
d.  Cryogenic CO
2
 capture: preferred in cases where 
the cost of power is low. This technology can be 
applied for carbon capture from the PSA tail gas 
of Steam Methane Reforming Units (for producing 
H
2
) and provides a unique advantage of increasing 
the yield/recovery of hydrogen production from 
the same quantity of feedstock (natural gas).
18
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Executive Summary Carbon Capture Costs
Vary Widely Across
Industries/Sectors -
Policy Incentives Need to
be Appropriately Calibrated
Carbon capture costs (both capital cost and cash 
cost) vary widely across industries and sectors, and 
depend on CO
2 
source characteristics (mainly 
pressure & CO
2
 concentration), capture technology, 
power & steam sourcing costs. The estimated CO
2
 
capture cost curve for demo scale carbon capture 
projects in each sector is provided below, 
considering a reference plant size for each sector 
and CO
2
 delivery and disposition at 100 bar (a).
CO
2
 capture cost is the lowest for the gasification 
process, as carbon capture is already integrated 
within the process. So, the additional cost is only 
around Rs. 400/tonneCO
2
, required for polishing and 
compression of the CO
2
 stream. The capture costs 
for other production processes like SMR-based H
2
 
production, iron & steel, cement, etc. include the 
costs for gas processing, carbon capture, and 
compression and are hence higher. 
Carbon capture costs are amongst the highest for 
coal-based power plants, due to the low 
Figure E-3: Cost Curve for CO
2
 Capture
Across Industries/Sectors
1000
0
400
4100
0123456789101112
mtpa
2000
3000
4000
5000
6000
Gasification based product
Cement
Iron & Steel
Coal based power
Refinery & Chemical
SMR based H
2
Note: The CO
2
 capture costs depicted above include costs for 
capture, conditioning and compression to 100 bar (a) and the 
amortized capital costs
Converting Captured CO
2
to
Value Added Products -
Opportunity to Profitably
Abate CO
2
Emissions
Carbon utilization technologies can provide a wide 
variety of opportunities to convert the captured CO
2
 
to value-added products with a ready market in 
India, thus contributing to the circular economy. The 
most promising utilization pathways are:
a.  Green urea: Green urea can be produced from the 
captured CO
2
 and cost-competitive green 
hydrogen, from renewable energy based 
electrolysis of water. Green urea can 
replace/complement the traditional LNG/NG 
based production and import of ammonia and 
urea. The total urea consumption in India is over 
30 mtpa, and thus green urea provides a 
significant opportunity for CO
2
 utilization at scale.
b.  F&B applications: CO
2
 is utilized in F&B 
applications such as carbonated drinks, dry ice, 
and modified atmosphere packing; however, the 
scales are much lower compared to green urea. 
c.  Building materials (concrete and aggregates): 
There is a large market for aggregates and 
concrete in a developing country like India, 
providing a pathway for utilizing CO
2
 for producing  
building materials through concrete curing and 
aggregate formation. In these applications
, 
CO
2
 is 
injected in a liquid state without any conversion, 
thus reducing the energy requirements. 
Additionally, large quantities of wastes such as 
steelmaking slag are available as sources of 
CaO/MgO, which can be utilized to produce 
synthetic aggregates. 
d.  Chemicals (methanol and ethanol): Conversion 
of CO
2
 to methanol and ethanol from CO
2
 is 
proven at a commercial scale in different parts of 
the world.
concentration of CO
2
 in the power plant flue gas 
stream. However, given the share of the power 
sector in overall emissions, demo scale CCUS 
projects in the power sector are also essential for 
CCUS to meaningfully contribute to decarbonization 
in India.
19
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Executive Summary   Methanol and ethanol both have important fuel 
substitution applications; additionally, methanol is 
an intermediate for the production of value-added 
chemicals like acetic acid, MTBE, DME, and 
formaldehyde, all of which have multiple 
downstream applications and offer significant 
import substitution opportunities. The conversion 
of CO
2
 to chemicals thus provides a large-scale 
CO
2
 utilization and disposition pathway, given the 
scale and potential of the downstream chemicals, 
and can also help in reducing India’s import bill, 
thus laying the foundation for an
economy. 
e.  Polymers (including bio-plastics): Conversion of 
CO
2
 to various polymers has been attempted 
globally at different scales, and presents another 
possible CO
2
 utilization route. These polymers 
have multiple applications, such as laptop 
packaging, cell phone casings, furniture etc. and 
provide an interesting futuristic optionality for 
CO
2
 utilization and conversion. 
f.  Enhanced Oil Recovery (EOR): CO
2
 based EOR 
has been successfully operating for decades for 
producing low-carbon oil from maturing oil fields 
in North America and other geographies. For 
carbon capture projects in India with proximity to 
oil fields, CO
2
 EOR can play a role in residual oil 
extraction that is environmentally sustainable and 
economically feasible.
The technology, scale and economics for commercial 
deployment are important determinants of how 
existing carbon utilization technologies as well as 
new technologies develop in India and compete in 
markets. Policy support for carbon utilization and 
conversion technologies through offtakes, PLI, price 
support and R&D incentives will be necessary for 
carbon utilization markets to develop.
However, one needs to be cognizant of the fact that 
even with developed carbon utilization technologies, 
the impact of carbon conversion technologies on 
carbon abatement through carbon capture and 
utilization will be modest. The sheer scale of CO
2
 
emission abatement requires that sequestration be 
an essential complement to carbon utilization 
technologies in the CCUS value chain.
Promoting Innovation, Development, Transfer and
Adoption of CCUS
Technologies is Key to Rapid
Decarbonization in India
Government support and incentivization are needed 
to promote the adoption and development of CCUS 
technologies at a commercial scale in India.
A multi-pronged approach is recommended:
a.  Technology transfer: Technologies for carbon 
capture, CO
2
 sequestration and EOR have been 
demonstrated at a commercial scale for almost 50 
years in many parts of the world and particularly 
the US. While the development of indigenous 
technologies is certainly desirable, the immediate 
focus should be on the transfer, assimilation and 
adoption of proven TRL 8 and 9 technologies in 
the CCUS domain. The Government of India may 
fund CCUS demonstration projects in sectors such 
as coal-based power, steel, cement, refining & 
petrochemicals based on commercially proven 
technologies, thus reducing the technology risks, 
operational risks and costs for CCUS projects in 
India and avoiding the reinvention of the wheel. 
Engagement with technology suppliers is also  
important to ensure the transfer and 
indigenization of technology and Intellectual 
Property (IP). Policy support for the transfer of 
technology and indigenization will not only 
support the manufacturing of CCUS equipment for 
India at a low cost, but also create export 
opportunities. 
 
b.  Promoting R&D in novel CO
2
 utilization 
technologies: CO
2
 utilization technologies are 
relatively less developed, compared to capture 
technologies. Technologies which have great 
potential for India, such as CO
2
 to methanol and 
CO2 to aggregates, are at TRL levels of 4-5 and 
6-7 only, respectively. Other propositions such as 
CO
2
 to synthetic fuels, polymers and novel 
materials like carbon nanotubes are even further 
behind on the development curve. 
20
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Executive Summary   The Government of India should promote an 
ecosystem to foster R&D and innovation in CO
2
 
utilization technologies and new products & 
applications based on CO
2
 utilization. Similarly, in 
the area of capture technologies, the 
Government’s policy incentives should encourage 
R&D in DAC as a possible future option. The 
developments are multi-faceted and given the 
difficulty in predicting the innovation and 
development trajectory, there is a need to fund, 
foster and incubate innovation-based ecosystems 
through national centres of excellence such as the 
National Centre of Excellence in Carbon Capture 
and Utilization at IIT Bombay.
c.  Private sector participation: Private sector 
participation is essential to promote the transfer 
and commercialization of existing CCUS 
technologies and also push the envelope for the 
development of new and emerging technologies, 
particularly CO
2
 utilization technologies. 
Public/government funding and favourable 
policies are required to incentivize & de-risk CCUS 
projects, promote private sector participation and 
enable viable CCUS business models and value 
chains to emerge. Similar to the US DOE and UK 
Infrastructure Bank’s support for the development 
of novel technologies and projects in CCUS, India 
also needs government institutional frameworks 
and grants to strategically support new and 
emerging CCUS technologies, as well as CCUS 
projects across the full project/funding cycle.
Geological Storage is Critical
for CO
2
Disposition at Scale
For effective CCUS adoption at scale, apart from the 
conversion of CO
2
 to useful value-added products, there 
needs to be a clear strategy and pathway for the 
disposition of the captured CO
2
 through permanent 
geological storage. Save any miraculous technological 
innovation at the commercial scale for carbon 
abatement technologies, the only commercial 
large-scale (giga tonne scale) CO
2
 disposition option is 
geological sequestration.
The options for the geological storage of CO
2
 include 
EOR (Enhanced Oil Recovery), ECBMR (Enhanced Coal 
Bed Methane Recovery) and permanent storage options 
like saline aquifers and basalt storage. However, the 
geological data on the pore space availability in India for 
the storage of CO
2
 is limited, especially for saline 
aquifers and basaltic storage. In the case of EOR and 
ECBMR, the data availability is better given the prior 
exploration activities for facilitating hydrocarbon (both 
oil & gas and coal) extraction.
Theoretical assessments and estimates by the British 
Geological Society and IIT Bombay indicate a large 
potential for CO
2
 storage in India, to the tune of 400 – 
600 Gt.
However, to make the geological storage of CO
2
 a 
reality, further work needs to be supported by the 
Government of India, especially in the areas of 
source-sink mapping, pore space mapping, 
geological characterization of the most promising 
CO
2
 storage regions & basins and developing the CO
2
 
storage infrastructure through characterization, 
validation and development of commercial scale (at 
least 1 mtpa) CO
2
 injection programmes in the 
selected sites. Similar programmes have been 
funded in the US by the US DOE in the form of a 
network of seven Regional Carbon Sequestration 
Partnerships (RCSPs), to develop the regional 
infrastructure for carbon capture and storage 
across seven identified regions of the US.
A review of carbon capture projects around the world 
reveals that a policy framework and Government 
support for CCUS are key to managing project costs & 
risks, incentivizing the private sector and establishing 
the CCUS value chain comprising CO
2
 capture, 
transportation and storage.
Supportive Incentive Based Policy Framework is Key to
CCUS Adoption in India
Table E-1: Estimated CO
2
 Storage Capacity in India
3.4 Gt
Total
EOR
ECBMR
Saline
acquifers
Basaltic
formations
Well established in North 
America; oil recovery possible 
to the extent of 30-60%
3.5 - 3.7 GtCO
2
 injected in unmineable coal 
seams; further R&D required 
before commercial deployment
291 GtNo economic benefit - but 
potential of large scale CO
2
 
storage
97 - 315 GtMore recent developments 
vis-à-vis saline aquifers
400 - 600 Gt
21
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Executive Summary Hub and Cluster Model Critical to Drive CCUS Economics and
Implementation at Scale
Given the cost and risks associated with CCUS projects, 
CCUS clusters are necessary to drive CO
2
 capture, 
transport and disposition at scale and create a 
meaningful decarbonization impact. CCUS clusters 
incentivize emission-intensive co-located facilities (both 
industrial facilities and power plants) to form a capture 
cluster and connect to large-scale CO
2
 storage sites 
using oversized shared transport infrastructure (which 
can be shared by multiple emitters), as well as options 
for utilization of CO
2
 to produce low carbon 
downstream products. The anchor project would be 
large CO
2
 emitters, viz. a thermal power plant or a large 
industrial facility, which can cover the initial 
infrastructure costs, thereby reducing the cost for new 
joiners to the cluster. Similarly, CO
2
 disposition clusters 
can be spread across multiple but reasonably closely 
located geological sequestration sites, oil fields for 
enhanced oil recovery (EOR) or CO
2
 utilization projects.
A carbon credits-based policy is most suited for a 
developing country like India, to incentivize CCUS 
adoption and bring down the cost of carbon capture, 
establish markets for low-carbon products and 
decarbonize India’s large and relatively young 
industrial asset base by offsetting carbon capture 
costs. The key elements for the recommended CCUS 
policy framework for India are:
a.  Policy path: CCUS policy in India should be 
carbon credits or incentives based, to seed and 
promote the CCUS sector in India through tax and 
cash credits and provide early stage financing and 
funding mechanisms for CCUS projects 
 
b.  Hub & cluster business model: The policy 
framework should promote the creation of 
regional hub & cluster models to drive economies 
of scale across the CCUS value chain, with defined 
roles for emitters, aggregators, hub operators, 
disposers and conversion agents.
c.  Low carbon products: Low carbon or 
carbon-abated products need to be supported 
through preferential procurement in Government 
tenders and Production Linked Incentive (PLI) 
schemes.
Emitters and storage sites can connect through 
storage and transportation hubs, similar to natural 
gas hubs for the collection and distribution of natural 
gas across different producers and consumers.
The services provided by such hubs would include the 
compression and transportation of CO
2
, and 
substantially lower the cost of transportation 
infrastructure between emitters and CO
2
injection points. 
Because of the high mobilization and laying expenses, 
the economics of CCUS cluster projects in the initial 
years is quite challenging due to lower CO
2
 volumes 
and the outsized infrastructure created. This can be 
overcome through long-term and low-cost financing 
through Government support and access to 
international clean funds.
d.  Environmental and social justice: CCUS policy 
should protect communities most affected by 
environmental and climate change by ensuring 
the distribution of the economic value created by 
CCUS and the protection of jobs in traditional 
sectors (viz. coal mining etc.) affected by 
migration to clean energy systems.
e.  Accounting and regulatory framework: To 
incentivize carbon capture in different sectors, 
there is a need to establish a baseline of regulated 
emission levels and allowances for different 
sectors, and also adopt a Life Cycle Analysis (LCA) 
framework that looks beyond just the direct Scope 
1 emissions and takes into account Scope 2 and 
Scope 3 emissions and ensures effective carbon 
abatement.
f.  Risk mitigation: For CCUS policy to be effective 
in India and encourage wider and private sector 
participation, there is a need to de-risk CCUS 
projects by limiting the liability and ownership of 
CO
2
 across the CCUS value chain and monitoring 
risk through appropriate Monitoring, Verification 
and Accounting (MVA) frameworks.
22
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Executive Summary Preliminary analysis shows that there is sufficient 
potential for creating regional CCUS clusters in each of 
five regions of India (North, South, East, West, and 
North-East) and sequestration in deep saline aquifers 
has the best potential in all the regions. However, due 
to the lack of data on the northern sedimentary basins, 
the theoretical storage capacity for the saline aquifers 
is low. But as more exploratory activities focused on 
CO
2
 storage are undertaken, the storage potential in 
the northern region is likely to increase.
Figure E-4: Mega Scale CO
2
 Cluster Model
Aggregator
E
11
Disposer
EOR ClusterEOR
HUB
Conversion 
Cluster
MeOH
EOR
Regulated Monopol yRegulated Monopoly
Regulated Monopoly
Demand-Supply
Time Contracts
Regulated Monopoly
EEmitters
SSequestration
ConvConversion
EOR
Enhanced Oil
Recovery
S
1
S
2
Mineral
E
12
E
13
Figure E-5: Region-wise Storage Clusters in India
Total Theoretical Storage Capacity of India = 395 - 614 Gt CO
2
7.21 GT
16.58 GT
10.13 GT
0.22 GT
9.01 GT
Region-wise estimated CO
2
 emission volumes (2030-2050)
Northem Region: 7.65 Gt CO
2
Saline
aquifer
ECBMR EOR Basalt
7.34
000.31
Western Region: 388.9 Gt CO
2
Saline
aquifer
ECBMR EOR Basalt
304.9
0.9
80.8
2.3
Southern Region: 76.3 Gt CO
2
Saline
aquifer
ECBMR EOR Basalt
75.2
0.300.8
North-Eastern Region: 47.2 Gt CO
2
Saline
aquifer
ECBMR EOR Basalt
46.5
000.7
Eastern Region: 47.2 Gt CO
2
Saline
aquifer
ECBMR EOR Basalt
67.2
2.410.980
23
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Executive Summary Carbon Capture Finance Corporation of India –
Institutional Mechanism to Support CCUS Project
Funding, Capital and Cash Costs
Financing CCUS projects can be quite challenging in 
a developing country like India, even with incentive 
and credits-based policy support. For CCUS to take 
off in India, it is important to fund and support initial 
demonstration scale CCUS projects. The typical 
capital cost and cash costs for CCUS projects in 
different sectors can be quite different, depending 
on the source and quality of the gas stream and the 
extent of CO
2
 capture targeted, as shown below.
While the funding for the initial demonstration 
projects can be achieved through direct Government 
grants and funds, for CCUS to reach scale in India, it 
is also important to understand the CCUS 
investment requirements over a long-term horizon 
and establish a financial framework such as a Carbon 
Capture Finance Corporation (CCFC) to support 
CCUS projects across their lifecycle. This is 
important as CCUS provides an unmatched 
opportunity for turbocharging the growth of the 
Indian economy by creating a clean-energy based 
industrial sector, potentially leading to the 
development of new technologies, skills and 
high-value employment opportunities in India.
Table E-2: Sector-wise Typical Carbon Capture Capital Charge and Cash Cost
Industry
name
Ref. Plant
capacity
CCU capacity
(mtpa)
Capital Charges
(A), Rs./T
CO
2
Cash Cost
(B), Rs./T
CO
2
Total Capture Cost
(A+B), Rs./T
CO
2
Capital Costs,
Rs. crores
Gasification 
based 
production
70 ktpa H
2
1 mtpa Rs. 80-100 
Crore
90-120 250-300 340-420
NG based 
SMR for H
2
 
production
130 ktpa H
2
0.7 mtpa Rs. 700-800 
Crore
900-1,200 1,150-1,400 2,050-2,600
Cement 2.5 mtpa 
clinker
2 mtpa Rs. 1,600 to 
1800 Crore
800-1,000 1,050-1,600 1,800-2,600
Iron and 
Steel
2.0 mtpa 
BF-BOF 
based ISP
2 mtpa Rs. 1,600-2,000 
Crore
1,000-1,300 1,900-2,300 2,900-3,600
Refinery 
(CDU & FCC)
5 mtpa crude 
processing 
1 mtpa  Rs. 1,100-1,300 
Crore
1,200-1,400 2,700-3,100 3,900-4,500
Coal-based 
power
800 MW 5 mtpa Rs. 3,500-4,000 
Crore
700-1,000 2,100-2,500 2,800-3,500
Total11.7 mtpa Rs. 8,600 – 
10,000 Crore
24
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Executive Summary It is estimated that out of the total emissions 
emanating from sectors such as coal-based power, 
steel, cement, upstream oil & gas operations, 
refineries, chemicals, hydrogen production and 
gasification, about 85% will be capturable through 
CCUS projects. Based on the trajectory of economic & 
industrial development in India and the concomitant 
growth in CO
2
 emissions, it is expected that the 
capturable emissions will reach about 2400 mtpa by 
the year 2050, the year by which India has committed 
to halving its emissions. For CCUS to make a 
meaningful contribution to this lofty and laudable 
goal, it is envisaged that CCUS projects should capture 
at least 30% of the capturable emissions of 2400 
mtpa, i.e. around 750 mtpa. To sufficiently incentivize 
CCUS projects at the envisaged scale, the following 
subsidies are suggested:
a.  Subsidy for CO
2
 sequestration/storage:
Rs. 4,100/tonne till 2040 and Rs. 3,000/tonne
till 2050 
b.  Subsidy for CO
2
 EOR: Rs. 3,000/tonne till 2040 
and Rs. 2,400/tonne till 2050 
 
c.  Subsidy for CO
2
 utilization: Rs. 2,300/tonne
till 2050
The above subsidy amounts have been estimated 
based on the likely CCUS costs in the Indian context 
and the likely trajectory of cost reduction from the 
increasing scale of CCUS projects, and also the 
revenue streams from CO
2
 EOR or the coversion of 
CO
2
 to value-added products. 
The total subsidy amount required by the year 2050 to 
support 750 mtpa of CCUS is estimated to be around Rs. 
210,000 crores. While this is a very significant amount, it 
is a necessary expenditure required to support CCUS 
and ensure the sustainability of the Indian economy. It is 
proposed that the proposed CCFC be developed as a 
financial institution to fund CCUS projects through 
equity and debt participation, with the objective of 
supporting and realizing the carbon neutrality goal. The 
CCFC will be funded by low-cost sovereign or 
International Green Funds, Carbon Bonds or Climate 
Funds. By investing in CCUS projects, along with the 
utilization of a part of the incremental tax revenue 
generated, it should be possible to fund the carbon 
capture credits, eventually leading to subsidy-neutral 
CCUS operations. Two alternate mechanisms are 
proposed to fund the CCFC.
a.  Option 1: CCUS financing through ‘Clean Energy 
Cess’ only 
  It is assumed that CCUS will be funded by the 
Clean Energy Cess’ levied on coal. The ‘Clean 
Energy Cess’ on coal @ USD 5.3/tonne (Rs. 400 
per tonne) will be re-introduced from 1 April 2026, 
as the GST compensation cess has been extended 
till 31 March 2026. India’s coal and coke 
consumption is expected to increase from the 
current 1,050 mtpa to around 1,200 mtpa by 2030 
at a 2% CAGR. Accordingly, the annual cess 
collection is estimated to be around USD 6-7 BB$ 
(Rs. 48,000 – 53,000 crores). The surplus funds in 
the initial period creates an opportunity for the 
corpus to grow significantly through re-financing 
through appropriate investment vehicles.
Table E-3: CCUS Funding through Clean Energy Cess
YearFund. Req.,
Thou. crore
Fund available,
Thou. crore
Surplus/Shortfall,
Thou. crore
2023 - 2323
2030 15 169 154
2040 89 603 514
2050 210 225 15
25
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Executive Summary b.  Option 2: CCUS financing through bond and gross 
budgetary support 
 The government budget and bonds will finance the 
subsidy (cash and tax credits) required for CCUS. It 
is estimated that 30.5 BB$ (Rs. 2,29,000 crores) of 
bonds with a 9% spread in re-investment return, 
along with a maximum of 0.5% of the Government’s 
spending or the ‘Gross Budgetary Support (GBS)’ 
can finance 750 mtpa of CCUS by 2050.
  It is proposed that the bonds will be raised from the 
low-cost national/international bond market and 
invested in green projects in India with an assured 
return of 9% spread. While the bonds will be raised 
and re-invested in the initial years, projected 
utilization has been estimated to limit the 
government spending on CCUS to be about 0.5% of 
the ‘Gross Budgetary Support’.
Table E-4: CCUS Funding with Bonds and Government Budgetary Support
Year Fund. Req.,
Thou. crore
Bond with Return,
Thou. crore
Gross Budgetary Support (GBS),
Thou. crore
2023---
203015-15 (0.2% of GBS)
2040893653 (0.4% of GBS)
2050210107103 (0.5% of GBS)
CCUS projects will require upfront capital  investments of US$ 100-150 billion [2022 dollars] for  750 mtpa of CO
2
 capture, utilization, and storage. 
These investments will develop the market for CO
2
 
and the positive impact on the Indian GDP is estimated as US$ 100 to 150 billion over the next 30 years, based on the envisaged improvement and indigenization of CCUS technology.
In particular, CCUS-enabled coal gasification projects 
will generate clean value-added products like 
methanol, ammonia, acetic acid, mono-ethylene 
glycol, etc. and reduce their imports significantly. 
India imports almost US$ 13 billion per annum of 
organic chemicals and it is estimated that the 
CCUS will have a Material Positive Impact on GDP, Employment Growth, Energy and Material Security, and Import Substitution
indigenous production of these coal-based chemicals can replace US$ 7-10 billion of imports by 2050 and also contribute to the domestic GDP.
CCUS projects will also lead to significant 
employment generation, both during the construction 
phase and the operating phase, as well as create 
significant indirect employment and shape the future 
economic development of nearby areas. It is 
estimated that the envisaged CCUS target of 750 
mtpa by 2050 can create employment opportunities 
of 8-10 million full time equivalent (FTE) years in a 
phased manner, thus creating a compelling case for 
investment in CCUS projects.
26
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Executive Summary Chapter 1
Introduction 1.1 Background
India is the 3rd largest emitter of CO
2
 in the world 
after China and the US, with estimated emissions of 
2.6 gigatonne per annum (gtpa) in 2019, which 
marginally reduced to 2.45 gtpa in 2020 due to the 
impact of the COVID-19 pandemic. India’s per capita 
CO
2
 emissions are about 1.9 tonnes per annum, which 
is less than 40% of the global average and about 
one-fourth of that of China. However, with rapid 
economic growth, infrastructure and industrial 
development, as well as a growing population 
(expected to overtake China in the next decade and 
cross 1.50 billion by 2036), the total CO
2
 emissions is 
expected to cross 4 gtpa by the year 2030. The 
sectoral break-up of the CO
2
 emissions reveals that 
while renewable energy is making great strides in 
India, it can theoretically contribute at most 30% of 
the desired decarbonization by replacing fossil 
fuel-based power generation.
What is CCUS?
The International Energy Agency (IEA) defines Carbon 
Capture, Utilization and Storage (CCUS) as a group of 
technologies for capturing of CO
2
 from large and 
stationary CO
2
 emitting sources, such as fossil fuel 
based power plants and other industries. CCUS also 
involves the transport of the captured CO
2
 (typically 
by pipeline and in certain situations by through 
shipping, rail or trucks also) to sites, either for 
utilization in different applications or injection into 
geological formations or depleted oil & gas fields for 
permanent storage and trapping of the CO
2
. 
CCUS also includes Direct Air Capture (DAC), which 
involves the capture of CO
2
 directly from the 
atmosphere, although the same is not the focus of this 
study, as DAC is still in its early stages and the 
economics (present cost of DAC is estimated to range 
between US$ 400-800/tonne of CO
2
) and scale of 
operations are yet to be established.
Decarbonization Challenge and the Role of CCUS
The decarbonization challenge for India is to identify 
scalable and economically sustainable solutions for 
the decarbonization of sectors that contribute to 70% 
of emissions. CCUS has an important and critical role 
to play, especially for India to accomplish net-zero by 
2070, as envisioned by the Hon’ble Prime Minister of 
India. Though the target date is five decades away, as 
the noted author Vaclav Smil has documented in his 
work, energy transitions take decades. It is therefore 
important to implement the framework and policy 
instruments for CCUS to become a reality in India and 
make a meaningful contribution to decarbonization
in India.
Figure 1.1: The 70% Emissions Challenge
28
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Introduction
Industry
Agriculture
Transport
Building
Electricity
31%
~30%
2.6
gtpa
~70%
20
10
5
India This study has been prepared by M. N. Dastur & Co. (P) 
Ltd. and Dastur Energy Pvt. Ltd., under the tutelage of 
the National Institution for Transforming India (NITI 
Aayog), Government of India and aims to provide the 
policy framework and deployment mechanism for 
CCUS at scale to become a reality in India. This study 
focuses on CCUS for large point CO
2
 emission sources 
(with >100 ktpa of CO
2
 emissions) such as coal based 
power plants and industrial applications. CO
2
 
emissions from sectors such as agriculture, 
transportation and buildings are distributed and 
require interventions related to change in fuel (viz. 
biofuels), electrification, enhancing thermal & 
electrical efficiencies and are outside the purview of 
this study. 
In particular, industrial applications are hard to 
electrify, and industrial CO
2
 emissions are hard to 
abate due to the use of fossil fuels not only as a 
source of energy but also within the process itself. 
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) also 
has applications for the power sector, given India’s 
present reliance on coal for meeting over 70% of its 
electricity needs; even in the future, if India is able to 
substantially green the grid power and meet the 
target of 500 GW installed capacity of renewables by 
2030, there would still be a need to meet the baseload 
power demand from fossil fuels (most likely coal) or 
other dispatchable sources, given the intermittency 
and non-dispatchable nature of solar and wind power. 
Thus, CCUS also has a role to play in enabling clean 
and green baseload power and ensuring the 
sustenance and non-stranding of our over 210 GW of 
coal and lignite based thermal power plants.
In their September 2020 report, the International 
Energy Agency points out that reaching net-zero 
without CCUS is virtually impossible. The 
Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) 
also concludes that without CCUS, it would not be 
possible to stabilize the CO
2
 concentration in the 
atmosphere between 450 – 750 ppmv (parts per 
million by volume) and limit global temperature 
rise between 1.5 to 2 degrees Celsius above 
pre-industrial levels.
The adverse climatic effects of a rise in GHG 
emissions and global temperatures rises are well 
established and proven, and India too has not been 
spared from adverse climatic events. As a signatory 
of the Paris Agreement 2015, India has committed to 
reducing emissions by 50% by the year 2050 and 
reaching net zero by 2070. Given the sectoral 
composition and sources of CO
2
 emissions in India, 
CCUS will have an important and integral role to play 
in ensuring India meets its stated climate goals, 
through the deep decarbonization of energy and CO
2
 
emission intensive industries such as thermal power 
generation, steel, cement, oil & gas refining, and 
petrochemicals. CCUS can enable the production of 
clean products while utilizing our rich endowments 
of coal, reducing imports and thus leading to an   
              Indian economy. CCUS also has an important 
role to play in enabling sunrise sectors such as coal 
gasification and the nascent hydrogen economy
in India.
1.2 Global CCUS Landscape
Globally there are about 21 CCUS facilities, with a 
capacity of capturing about 40 mtpa of CO
2
 or only 
0.1% of the 40 gtpa global annual GHG emissions. The 
first CCUS projects started in the 1970s and 1980s in 
Texas for capturing CO
2
 from natural gas processing 
plants and supplying it to local oil producers for 
utilizing the CO
2
 for Enhanced Oil Recovery. Since 
then, CCUS has spread to other regions and countries, viz. Norway, Canada, Australia, Brazil, Canada, China, Saudi Arabia and the United Arab Emirates. A list of the operating CCUS facilities as of 2020 is tabulated in Table 1-1. The extent of public funding support provided to these CCUS facilities (where applicable) is also provided.
29
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Introduction Table 1-1: Large Scale CCUS facilities in operation in 2020
Country  Project Operations CO
2
  Public Funding  CO
2
 capture  CO
2
   start  source  funding sources  capacity  disposition
          (mtpa)
USA1972Terrell natural gas plants 
(earlier Val Verde)
Natural gas 
processing
No0.5 EORCapital cost: US$ 
27.6 mn
USA
1982Enid fertiliserFertilizer 
production
No
0.7 EORNot available 
Norway2008Snohvit CO
2
 storage 
project
Natural gas processing
No0.7 StorageNot available 
USA2013Lost Cabin Gas PlantNatural gas 
processing
No0.9 EORProject cost – 
US$ 400 mn
USA2013Coffeyville  Gasification
Fertilizer  production
No1.0 EORNot available 
Brazil2013Petrobras Santos Basin  pre-salt oilfield CCS
Natural gas  processing
No3.0 EORNot available 
Saudi Arabia2015Uthmaniyah CO
2
-EOR 
demonstration
Natural gas 
processing
No0.8 EORNot available 
Canada2015QuestHydrogen 
production
Yes1.0 StorageProject cost-
CAD 1.35 bn
Federal Govt. support 
– CA$ 120 mn
Alberta Govt. –
CA$ 745 mn
Canada2014Boundary Dam CCSPower  generation 
(coal)
Yes1.0 EORProject Cost – 
CA$ 1.35 bn
Federal Govt. 
support – CA$ 
240 mn
USA2010Century plantNatural gas 
processing
No8.4 EORProject cost – 
US$ 1.1 bn
USA2013Air Products steam  methane reformer
Hydrogen  production
Yes1.0 EORProject cost –
US$ 431 mn
US DOE funding – 
US$ 284 mn 
(through the 
American 
Recovery and 
Reinvestment Act)
Norway1996Sleipner CO
2
 storage 
project
Natural gas 
processing
No1.0 StorageProject cost – 
US$ 100 mn
USA/Canada2000Great Plains Synfuels 
(Weyburn/Midale)
Synthetic 
natural gas
Yes3.0 EORProject cost –
US$ 80 mn
US DOE funding – 
US$ 3 million
Canadian Govt. 
funding- US$ 2 mn
USA1986Shute Creek gas 
processing facility
Natural gas 
processing
No7.0 EORInitial cost – US$ 
170 mn
Expansion cost – 
US$ 80 mn
30
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Introduction Country  Project Operations CO
2
  Public Funding  CO
2
 capture  CO
2
   start  source  funding sources  capacity  disposition
          (mtpa)
UAE2016Abu Dhabi CCSIron and steel 
production
Yes0.8 EORPipeline capex – 
US$ 200 mn
USA
2017Petra NovaPower  generation 
(coal)
Yes
1.4 EORProject cost –
US$ 1 bn
US DOE –
US$ 167 mn
NRG Energy –
US$ 300 mn 
JX Nippon – US$ 
300 mn
Debt funding from 
Japan Bank for 
International 
Cooperation & 
Mizuho Bank – 
US$ 250 mn
USA
2017Illinois IndustrialEthanol 
production
Yes
1.0 StorageProject cost –
US$ 208 mn
US DOE support – 
US$ 142 mn
China
2018Jilin oilfield CO2
-EORNatural gas 
processing
No
0.6 EORPhase 1 cost –
US$ 11 mn 
Canada
2020Alberta Carbon Trunk 
Line (ACTL) with 
Agrium CO
2
 stream
Fertilizer 
production
No
0.3 - 0.6 EORCapital cost –
US$ 27.6 mn
Capital cost –
US$ 27.6 mn
Canada
2020ACTL with North West 
Sturgeon Refinery 
CO
2
 stream
Hydrogen 
production
No
1.2 - 1.4 EOR
Australia
2019Gorgon Carbon  Dioxide Injection
Natural gas  processing
No
3.4 - 4.0 StorageProject total cost – 
US$ 55 bn
Injection capex – 
US$ 2 bn
Commitment from 
Australian Govt. – 
US$ 60 mn
Note: Large scale CCUS: at least 0.8 mtpa of CO
2
 capture for coal based power plant and at least 0.4 mtpa for other industrial facilities, including NG based power
Source: International Energy Agency, MIT database, Dastur research
CCUS deployment has mostly been concentrated in 
the US, due to the low cost of capture from NG 
processing facilities, CO
2
 demand for EOR, CO
2
 
pipeline networks and Government funding for CCUS. 
The 2010 to 2020 time period was largely a decade of 
misses for CCUS, with CCUS capacity only reaching 40 
mtpa, vis-à-vis the IEA 2009 roadmap of 100 CCUS 
projects with a capture capacity of 300 mtpa. 
However, recent years have seen renewed global 
interest in CCUS, particularly after the Paris climate 
agreement of 2015, global focus and pledges on 
reaching net-zero and the realization that renewable 
energy can only solve a part of the decarbonization 
challenge. Over 100 new CCUS projects have been 
announced in the recent past, which are expected to 
become operational by 2030 and take the aggregate 
carbon capture capacity to 150 mtpa. These projects 
span across regions (including many developing 
countries) and are geared towards a diverse mix of 
CO
2
 applications and disposition options.
31
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Introduction 1.3 Decarbonization
Through CCUS
1.4 The CCUS Value Chain
CCUS can contribute to decarbonization and transition   to clean energy systems in various ways:
a.  Hard-to-abate sectors: CCUS offers the only 
known technology for the decarbonization of 
hard-to-electrify CO
2
 intensive sectors such as 
steel, cement, oil & gas, petrochemicals & 
chemicals, and fertilizers. These sectors are 
important to the continued growth of the Indian 
economy and for ensuring energy, materials and 
food security. The maturity of technology 
development in these sectors portends the 
continued use of fossil fuels and concomitant CO
2
 
emissions from these sectors in the foreseeable 
future, thus making CCUS critical in these sectors.
b.  Low carbon hydrogen economy: CCUS is 
expected to play a major role in enabling the 
hydrogen economy in India, through the 
production of blue hydrogen based on the 
utilization of our rich endowments of coal. Given 
the current cost structure of green hydrogen of 
US$ 5-6/kg, cost competitive blue hydrogen 
production (i.e. coal gasification based hydrogen 
production coupled with CCUS) at around US$ 
2/kg can provide a pathway for the hydrogen 
economy in the future.
c.  Removal of the CO
2
 stock from the atmosphere: 
The race towards net zero and containing global 
temperature within 1.5 degrees from pre-industrial 
levels is not possible without the removal of 
excess CO
2
 from the atmosphere through Direct 
Air Capture (DAC). DAC plants are in operation at 
a small scale, due to their prohibitively high cost 
of operations. With technological innovation and 
focused policy interventions, CCUS through DAC 
applications is also expected to have a role in the 
net-zero transition journey.
d.  Sustenance of existing emitters: Existing 
thermal power plants and industrial plants (such 
as steel and cement production facilities) can be 
retrofitted with CO
2
 capture infrastructure. Nearly 
two-thirds of India’s 210 GW of coal-based power 
capacity and 144 mtpa crude steel capacity have 
an age of less than 15 years and cannot be just
Carbon capture has a critical role to play in the 
decarbonization of hard to abate sectors and the path 
towards the net zero transition. However, in order to 
deploy carbon capture at scale, it is important to look 
beyond just carbon capture technologies, and 
holistically look at the CCUS value chain. The CCUS 
value chain consists of three basic components 
(source: Medlock, III, Kenneth B. and Keily Miller, 
“Expanding Carbon Capture in Texas”, Baker Institute 
Center for Energy Studies, January 2021):
i)  Capture of carbon dioxide (CO
2
) from fuel 
combustion or industrial gas streams, 
compression, dehydration & purification of CO
2
 to 
the desired specifications;
ii)  Transport of the CO
2
 (generally via pipeline) to the 
CO
2
 sink
iii)  Disposition of the CO
2
, either through utilization
in applications such as Enhanced Oil Recovery 
(EOR), food and beverage applications, or the 
production of value-added products (viz. urea, 
green methanol, cured concrete) or through 
sequestration of CO
2
 in permanent
geological storages
The success of the CCUS value chain depends on the 
actors in each part of the CCUS value chain acting in 
close coordination with each other. In order to 
incentivize coordination between actors across the 
CCUS value chain, there is a need for an appropriate 
enabling policy framework and business model.
  wished away or stranded and need to be made  
sustainable through the application of CCUS.  
Significant economic costs and damages can be 
avoided by ensuring the sustenance of existing 
emitters through the implementation of CCUS. As 
per estimates provided in the article 
“Understanding initial opportunities and key
challenges for CCUS deployment in India at
scale” by Professors Vikram Vishal, Debanjan 
Chandra, Udayan Singh, Yashvardhan Verma, by 
year 2050, about US$ 6 billion/year of economic 
damage can be avoided through CCUS.
32
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Introduction 1.5 CCUS in India
Presently carbon capture in India is confined to 
certain industries/applications where the carbon 
capture is part of the process, viz., the manufacture of 
urea. India’s urea production is about 24 mtpa, where 
capture CO
2
 is utilized in the ammonia to urea 
conversion process. CO
2
 is also captured as part of the 
gas conditioning process in the gasifiers of Reliance 
Industries Limited in Jamnagar (10 mtpa of petcoke 
gasification capacity) and JSPL in Angul (2 mtpa of 
coal gasification capacity), but the CO
2
 is largely 
released to the atmosphere and not utilized or stored. 
While there are few pilot scale carbon capture projects 
(viz. IOCL R&D’s amine and biological enzyme based 
carbon capture plant and Tata Steel Jamshedpur’s 
pilot scale carbon capture plant for capturing 5 tonnes 
per day CO
2
 from Blast Furnace gases), there are no 
commercial-scale dedicated CCUS projects in India.
While the sustainability of operations and carbon 
footprint is a major concern for the promoters and top 
management of most industries, the main impediments 
to companies investing in CCUS projects are the lack of 
any policy incentives and framework, lack of a viable or 
established business model with independent players 
providing services for the transportation and 
disposition of CO
2
 and lack of established pathways & 
options for the utilization or storage of CO
2
 at scale.
Given India’s climate and CO
2
 emission reduction 
commitments, there is a need to design and establish 
a robust and effective CCUS policy framework to 
enable projects across the CCUS value chain and at 
scale for the major industrial sectors of the Indian 
economy like power, steel, cement, chemicals, and 
petrochemicals.
33
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Introduction 1.6 Objectives of the Study 1.7 Structure of this Study
This study consists of the following chapters: 
Executive Summary
Chapter 1  : Introduction
Chapter 2  :  Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions 
Chapter 3  :  Overview of CO
2
 Capture &
      Utilization Technologies 
Chapter 4  :  Potential for CO
2
 Storage in India
Chapter 5  :  CCUS Policy Framework for India
Chapter 6  :  Investment and Financing Mechanism
Chapter 7  : Conclusions 
1.8 Acknowledgement
We express our sincere gratitude and grateful 
acknowledgement to the NITI Aayog, and especially
Dr V. K. Saraswat (Member, NITI Aayog), Shri Rajnath 
Ram (Adviser – Energy) and Shri Jawahar Lal (Deputy 
Chief Engineer, Energy) for the guidance and 
cooperation extended during this study.
Against this backdrop, this study seeks to formulate a 
framework for CCUS policies in India and a viable 
economic model for CCUS adoption and 
implementation in various industries and sectors. The 
objectives of the study are as follows:
a.  Recommend the most suitable CCUS policy 
instrument & path for India, i.e. whether to pursue 
an incentive or cash & tax credits based policy 
(similar to the USA) or a carbon tax based policy 
(similar to the EU)
b.  A CCUS cluster framework: cluster design and 
infrastructure to process, store, sell and transport 
CO
2
 through centralized processing at each 
cluster.
c.  Creation of a CCUS business model, institutional 
framework & opportunity: to provide a market and 
an effective price/premium for low-carbon 
products.
d.  Conceptualize and articulate the need for a CCUS 
technology and investment enabling carbon fund 
for India, which will enable CCUS deployments to 
be financially feasible in India; designing the 
structure and deployment mechanism of the same
e.  An industrial CCUS financing framework: 
development of a CCUS technology and 
infrastructure enabling funding mechanism. 
f.  Assessment of the socio-economic impact - 
promoting new industries and job creation with a 
reduction in overall GHG emissions
34
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Introduction Chapter 2
Analysis of Sector-wise
CO
2
Emissions 2.1 Introduction
The total CO
2
 emissions from a system can be 
categorized into three types (Figure 2-1) 
a)  Direct or scope 1 emissions: Emissions from the 
production process from the combustion of fuel. 
This typically occurs within the plant/facility 
premises.
b)  In-direct or scope 2 emissions: Emission 
associated with the purchase of utilities. This is 
generally an emission outside the plant boundary. 
c)  In-direct or scope 3 emissions: Indirect emissions 
are associated with the entire value chain, starting 
from equipment purchase, construction works, raw 
material sourcing and product dispatch.
The objective of this chapter is to estimate the 
capturable CO
2
 volume within the plant boundary for 
different target sectors; accordingly, Scope 1 emissions 
have been estimated for the target sectors.
India’s power and industrial sectors contributed 
around 1,600 mtpa of CO
2
 emission (around 60%) out 
of 2,600 mtpa in 2020. The remaining 40% CO
2
 
emissions are contributed by distributed point 
emissions sources like agriculture, transport, and 
buildings. Since carbon capture, utilization and storage 
are not applicable for such sources, this chapter 
focuses on power and key industrial sectors. Emissions 
from these sectors are expected to increase to nearly 
2,300 mtpa by the year 2030, fuelled by industrial 
growth across multiple sectors as well as rapid 
urbanization. The sector-wise emissions (current and 
projected) are shown in Figure 2-2.   
Figure 2-1: Illustration of Emission Types and Boundary Consideration

1,004
1,210
177240
450
196
325
2030 CO
2
 emission
56
125
2020 CO
2
 emission
2,291
27
102
1,621
Coal Gasifcation
NG based H
2
 production Upstream O&G/Refinery/Chemicals
Cement
Iron & Steel
Power
Figure 2-2: Sector-wise CO
2
 Emissions, mtpa
36
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions
Scope 1
Scope 2
Scope 3 Figure 2-3: Break-up of Installed Generation Capacity, GW
2.2 Analysis of Major Industrial CO
2
Sources (Power, Steel,
Chemicals, Cement & Gasification) in India
2.2.1 CO
2
Emissions: Indian Power Industry
2.2.1.1 Introduction
Being the third-largest producer and second-largest 
consumer of electricity, the Indian power sector plays 
a major role in the world energy scenario (IBEF, 2021). 
India generated a total of 1382 TWh of electricity in FY 
2020-21, about 2.5% less than the total generation in 
FY 2019-20 (Ministry of Power Annual Report, 
2020-21).
Given our rich endowments of coal, the major portion 
of power demand is met by coal and lignite based 
thermal power plants, along with power plants based 
on other fossil fuels (natural gas and diesel). At the 
same time, the last decade has seen considerable 
additions of renewable energy generation capacity to 
the energy mix, towards the path of achieving India’s 
goal of achieving 175 GW of renewable energy capacity 
by 2022 (IEA, India Energy Outlook, 2021). India has 
also committed to generating 40% of electricity in the 
future from non-fossil fuel sources (IEA, India Energy 
Outlook, 2021). While the share of fossil fuel-based 
energy is expected to reduce going forward, energy 
demand is also expected to increase significantly from 
the present levels, i.e., 25-30% by 2030 and 60-70% 
by 2040 (IEA, India Energy Outlook, 2021). The major 
share of the power demand will continue to be met 
from coal in the foreseeable future, in order to secure 
India’s energy security and ensure electricity for every 
household. Thus, the power sector will continue to be a 
major source of GHG emissions, and hence CCUS is of 
prime importance for the abatement of CO
2
 from
the sector.
2.2.1.2 Installed Capacity and Power Generation
As of January 2022, India’s total electricity generation 
capacity was 395 GW, including 106 GW of renewable 
energy capacity (Figure 2-3). Fossil fuels like coal, 
natural gas, lignite, and diesel) contribute to almost 
60% of total generation capacity, with coal-based 
thermal power capacity alone accounting for around 
52% (203 GW). The installed capacity of renewables 
like solar, wind, biomass, etc. has increased significantly 
in the last two years. Renewable capacity has increased 
from 86 GW to 106 GW, an increase of 23% whereas 
total capacity has increased by only 7%.
Thermal
236,
60%
Nuclear,
7, 1%
Hydro,
47, 12%
RES,
106,
27%
369 377
395
86 93
106
Jan-2020 Jan-2021 Jan-2022
Total RES
37
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions
Source: CEA Figure 2-6: PFD of Coal-fired TPP [Reproduced from (Breeze, 2019)]
Figure 2-4: Break-up of Generation, Billion Unit
(Ministry of Power Annual Report, 2020-21)
Though renewables contribute to around 30% of the 
current capacity mix, due to their intermittent and 
non-dispatchable nature, their share in power 
generation was only 11% in FY 2021-22 (Figure 2-4). 
Thus going forward also, even as India targets to 
reach 450 – 500 GW of renewables capacity by the 
year 2030, coal-based power generation will continue 
to play an important role in the power mix of India.
2.2.1.3 Brief Description of Thermal Power Plants
The basic principle behind the working of a thermal 
power plant is that they generate electricity using the 
thermal energy from the combustion of fuels. Based 
on the type of fuel used, thermal power plants can be 
divided into four categories, coal, natural gas, lignite, 
The process flow of power generation from coal 
(process flow for lignite is also similar) and natural 
gas-based power plants is described below. 
a) Coal-fired thermal power plant
Coal-fired thermal power plants generate electricity 
by burning coal as a fuel and using the heat to 
produce steam from water. The steam is used to 
generate electricity by passing through a steam 
turbine generator. The various unit operations 
involved in this process are illustrated in Figure 2-6 
(Breeze, 2019). 
Thermal, 913, 74%
Nuclear,39, 3%
Hydro,134, 11%
Bhutan, 7, 1%
RES, 141, 11%
Figure 2-5: Break-up of Thermal Power Plants by
Fuel (Power Sector at a Glance ALL INDIA)
and diesel. The share of diesel-based power capacity 
in India is minimal; the major share of capacity is from 
coal-powered thermal power plants, followed by 
natural gas. 
Coal, 203.9, 86%
Lignite, 6.6, 3%
Gas, 24.9, 11%
Diesel, 0.5, 0%
SlurryFly ash
Coal
Steam
Steam
Turbine
Warm water
Cold water
Condenser
Ash disposal
Stack
Water
Exhaust
Gas
Air
Coal
Pulverizer
Boiler
Selective Catalytic
Reduction Reactor
Electrostatic
Precipitator
SO
2
Scrubber
Generator
38
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions Coal is received at the material handling yard and 
thereafter undergoes crushing and beneficiation to 
reduce the size/moisture/ash content, depending on 
the quality and size of the coal. The coal is then 
pulverized to coal fines that can be efficiently 
combusted in the boiler. This pulverized coal is mixed 
with air in the combustion chamber and controlled 
combustion is performed to produce heat energy. 
After the completion of the combustion process, the 
ash residue is collected at the bottom of the 
combustion chamber and is ejected as slag. The 
combustion chamber and boiler are efficiently 
integrated to minimize heat loss. The boiler has tubes 
present in it, which carry water. The heat energy 
released from combustion is absorbed by this water to 
turn into steam. This steam is passed through steam 
turbines. A series of high pressure (HP), intermediate 
pressure (IP) and low-pressure (LP) turbines are 
present to extract the maximum heat energy from the 
steam. These steam turbines drive the generators to
produce electricity.
The flue gas is subjected to cleaning operations such 
as a selective catalytic reduction reactor (for NOx), 
electrostatic precipitator (for fly ash), and sulfur 
dioxide scrubber. After the flue gas meets the 
emission norms, it is emitted through flue gas stacks 
in the atmosphere. The only source of Scope 1 
emissions is the flue gas stack. The rest of the 
operations incur Scope 2 emissions. Typical flue gas 
characteristics of a coal-fired thermal power plant are 
given in Table 2-1.
b) Natural Gas-fired Thermal Power Plant
Natural gas is a relatively cleaner fuel compared to coal 
and has very few impurities. Gas turbine technology is 
used to generate power from natural gas (Figure 2-7). 
Air is sent to the compressor, where it gets pressurized. 
This high-pressure air is sent to the combustion 
chamber and mixed with the fuel (natural gas). This 
mixture is ignited and the combustion results in hot flue 
gases. This flue gas stream then drives the turbine 
which is connected with the generator that uses the 
kinetic energy to generate electricity. The turbine and 
compressor are on the same shaft; thus, the compressor 
energy requirement also decreases.
The flue gases released are still at a very high 
temperature, indicating that more heat energy can be 
extracted from this stream. Thus, the flue gases are 
further fed to a heat recovery steam generator. Here, 
the heat energy of flue gases is used to generate 
steam from water which drives the steam turbine to 
generate additional power. This increases the energy 
conversion efficiency of plants. This type of plant is 
termed as a “combined cycle power plant”. Figure 2-8 
illustrates a schematic of a natural gas combined cycle 
(NGCC) power plant. 
Table 2-1: Flue Gas Characteristics of
Coal-Fired Thermal Power Plants
Figure 2-7: Schematic Representation of
Gas Turbine [Reproduced from (Breeze, 2019)] 
Figure 2-8: NGCC Power Plant Schematic Diagram
[Reproduced from (Breeze, 2019)] 
Component Unit  Value
Temperature °C  150-180
Pressure  atm 1
Composition  
CO
2
  vol% 12-14
H
2
O  vol% 8-10
O
2
  vol% 3-5
N
2
  vol% 72-77
SO
2
  ppmv 120-200
NOx  ppmv 150-250
Fuel
Air inlet
CompressorTurbine
Flue gas
To
Atmosphere
Steam
Turbine
Generator
Generator
Generator
Flue gas
Compressor
Air
inlet
Natural
gas
Combustion
chamber
Combustion
chamber
Heat
recovery
steam
generator
39
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions The Scope 1 emissions are from the flue gas emitted to 
the atmosphere at the end of the process. The rest of 
the processes may involve Scope 2 emissions. Typical 
flue gas characteristics of natural gas combined cycle 
(NGCC) power plants are mentioned in Table 2-2.
2.2.1.4 CO
2
 Emissions from the Power Industry
Globally the power sector accounts for the largest 
share of GHG emissions; the sector accounted for 
42% of the total anthropogenic CO
2
 emissions of the 
world in 2019 (IEA). In India, the power sector is 
responsible for 51% of total anthropogenic emissions 
(IEA). Thus, decarbonization of the power sector is 
critical to lowering total anthropogenic CO
2
 emissions 
in India. 
For the analysis of CO
2
 emissions from the power 
sector, merchant power plants (owned by Central 
PSUs, State PSUs, JVs as well as private generators), 
along with captive power plants of the aluminium 
industry, have been considered. The CO
2
 emission 
intensity database is provided by Central Electricity 
Authority (CEA) (CEA, 2020). The analysis was carried 
out for the financial year FY 2021-22, using the actual 
plant load factor of 57.02% (till 30 November 2021) to 
calculate the emission figures. A total of 271 power 
plants were analyzed. These plants have been 
analyzed based on their district, state and the prime 
mover used. The prime mover can be of 3 types: 
steam, gas, and diesel. 
Figure 2-9: Share of Total CO
2
 Emissions by
Each Prime Mover, mtpa
Component Unit  Value
Temperature °C  100-150
Pressure  atm  1
Composition  
CO
2
 vol%  4-10 vol%
H
2
O vol%  10-12 vol%
O
2
 vol%  8-10 vol%
N
2
 vol%  70-75 vol%
SO
2
  ppmv Low
NOx  ppmv Low
Table 2-2: Flue Gas Characteristics of
Coal-Fired Thermal Power Plants
Component ValueTotal number of power plants 271
No. of days of operation 330
Total emissions (mtpa) (PLF = 100%) 1760.8
Total emissions (mtpa) (PLF = 57.02%) 1,004
Total number of power plants with 159
greater than 2 mtpa CO
2
 emissions
Total number of districts with 10
greater than 20 mtpa CO
2
 emissions
Table 2-3: Overall Analysis of CO
2
 Emissions from
the Power Sector in India
Coal and lignite based power plants use steam as the 
prime mover, but have different CO
2
 emission 
intensities. An overall analysis is provided in Table 
2-3. A minimum capturable CO
2
 of 2 mtpa from a 
single source is envisaged to be economically feasible. 
For district-level analysis, districts with CO
2
 emissions 
(power-related) greater than 20 mtpa have been 
considered.
CO
2
 Emissions by Prime Mover 
Power plants can be categorized into three types 
based on their prime mover, i.e. steam, gas, and 
diesel. Coal and lignite have the largest installed 
generation capacity in India, followed by natural gas 
and a small share for diesel. The contribution of each 
prime mover to the total CO
2
 emissions from the 
power sector is illustrated in Figure 2-9.
956
47 1
1,004
Steam Gas Diesel Total
40
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions Prime Mover  No. of  Total CO
2
 
 plants  Emissions (mtpa)
Steam 155  917
Gas 4  11
Diesel -  -
Total 159  928
District  Number of  CO
2
 Emissions   
 plants (mtpa)
Singrauli  5 52
Sonbhadra 6 49
Kutch  2 34
Korba  6 34
Nagpur  4 28
Angul  4 27
Raigarh  5 27
Cuddalore  5 25
Janjgir-Champa 4  24
Chandrapur 4  21
Total 45   321
Table 2-4: CO
2
 Emissions by Prime Mover for Plants
with Minimum 2 mtpa Capturable CO
2
Table 2-5: District-wise CO
2
 Emission Analysis
Figure 2-10: State-Wise Analysis of
CO
2
 Emissions (mtpa)
Considering a minimum of 2 mtpa of capturable CO
2
 
from each plant, the above analysis is presented in 
Table 2-4.
Power plants with steam as the prime mover (both 
coal and lignite-fired) have the highest emissions; 
thus, CCUS projects need to be focused on these 
plants. The emissions from power plants with gas and 
diesel as the prime mover are significantly less and 
these plants can be included in the scope of CCUS at a 
later stage.
CO
2
 Emission by Region
In order to form a CCUS cluster, it is important to 
perform a region-wise emission analysis of power 
plants. The aim of the analysis is to identify the 
hotspots/clusters of emissions that can be targeted 
for CCUS. This would also help define the policy/ 
credit system suitable for that region. The region-wise 
analysis can be carried out based on 
a) Districts
b) States
The district-wise analysis yields information about 
the highest emitting districts, which can be the focus 
of initial CCUS projects in the Indian power sector.
A centralized CO
2
 processing unit can be planned for 
these districts, which will make the capture and 
transportation of CO
2
 more techno-economically 
feasible. Only power plants with minimum CO
2
 
emissions of 2 mtpa have been considered in the 
analysis. For district-wise analysis, districts that 
emit more than 20 mtpa CO
2
 have been considered. 
Information about these districts is provided in 
Table 2-5.
These districts account for about 32% of the total CO
2
 
emissions by the power sector in India. 
Implementation of CCUS in these districts will lead to 
significant CO
2
 abatement. The state-wise analysis 
(Figure 2-10) identifies the states to be prioritized for 
CCUS implementation in India. The top 10 states 
contribute 75% of the total CO
2
 emission by the 
power sector. Thus, incentivizing the implementation 
of CCUS clusters through various policy mechanisms 
suited to these states will help in quicker adoption & 
implementation of CCUS and lead to significant 
decarbonization of India’s power sector.
109
107
105
97
70
61
60
57
49
42
173Maharashtra
Uttar Pradesh 
Chhattisgarh
Madhya Pradesh
Gujarat
Tamil Nadu
West Bengal
Odisha
Andhra Pradesh
Rajasthan
Others
41
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions Component Present (2022) FY 2029-30
Installed Capacity, GW  
Thermal 236 (60%) 292 (36%)
Hydro 46 (12%) 66 (8%)
Nuclear 7 (2%) 19 (2%)
RES 106 (26%) 440 (54%)
Total  395 817
Gross Generation, BU
Thermal 913 (74%) 1393 (56%)
Hydro 134 (11%) 206 (8%)
Nuclear 39 (3%) 113 (5%)
RES 141 (11%) 804 (31%)
Total  1,227 2,516
Wtd. avg. CO
2
 emisison intensity, kg/kWh 1.09 0.868
Total CO
2
 emissions from thermal power plant 1,004 1,210
Table 2-6: Energy & CO
2
 Volume Projections for FY 2029-30
2.2.1.5 CO
2
 Emission Projections for the Power sector
According to CEA and IEEFA projections (Gujarat’s 
Electricity Sector Transformation, 2019), the installed 
capacity in India is expected to more than double and 
reach around 820 GW by 2030 from the existing 
capacity of around 400 GW. The projection of the 
generation capacity by type is given in Table 2-6. 
Thermal power (coal + gas) capacity in India is 
expected to reach 290 GW by 2030. Although the 
share of thermal capacity is expected to drop from the 
present 60% to 36% in 2030, thermal power 
generation is expected to still account for 56% of the 
total electricity generation in India.
2.2.2 CO
2
Emissions: Indian Steel Industry
2.2.2.1 Introduction
The Indian iron and steel industry is primarily based 
on the processing of virgin materials like iron ore, 
coal, etc. and is hence an energy-intensive sector, 
responsible for about 10% of the total CO
2
 emissions 
in India. Production of iron largely through the blast 
furnace and coal-based DR route, combined with low 
availability of scrap in India, make the Indian steel 
industry a coal-intensive sector, leading to an 
estimated 240 mtpa of direct CO
2
 emissions for 
supporting steel production of 109 mt in 2019. The 
The drop in the share of installed generation capacity 
of thermal power plants is due to the significant 
increase in renewable energy capacity. However, 
anthropogenic CO
2
 emissions from the power sector 
will still contribute to the majority of CO
2
 emissions in 
India. The CO
2
 intensity will also increase in the future 
with improved plant performance and PLF, the 
retirement of old facilities and the operation of 
super-critical or ultra super-critical units. Based on the 
contribution of thermal power plants and their CO
2
 
emission intensity, the total scope 1 emissions from 
thermal power plants is estimated to be around 1200 
mtpa in 2030 (Table 2-6).
crude steel capacity and production for the last five 
years are shown in Figure 2-11. Steel production has 
grown at a compounded annual growth rate (CAGR) 
of 6% from FY 2016-17, till the COVID-19 hit both 
demand and production in FY 2020-21. However, steel 
demand and production has sharply bounced back in 
FY 2021-22 and a long term growth rate of 6% is 
achievable for India. Steel demand and production in 
India is expected to reach about 190 - 200 mtpa by 
the year 2030. The share of different steel making 
routes is unlikely to significantly change till 2030; 
based on the same, CO
2
 emission from the steel 
sector is expected to reach 450 mtpa by 2030.
42
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions 2.2.2.2 Routes of Iron and Steelmaking in India
There are three steelmaking routes prevalent in India 
(i) Basic Oxygen Furnace (BOF); ii) Electric Arc 
Figure 2-11: Crude Steel Capacity & Production in Last 5 Years (in mtpa)
Figure 2-12: Process Route Wise Steel Production and Contribution (in mtpa)
128
138
142142144
98
103
111 109
104
FY16FY17FY18FY19FY20Capacity Production
Furnace (EAF), and (iii) Induction Furnace (IF). The contribution of different routes for the last five years is shown in Figure 2-12. 
FY16FY17FY18FY19FY20
BOF EAF IF
43%46%45%45%44%
30%26%26%26%28%
28%28%30%30%28%
FY16FY17FY18FY19FY20
BOF EAF IF
Source: JPC
Source: JPC
43
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions
42
29
27
47
27
29
45
2929
49
28
33
49
28
32 Almost all the large integrated steel plants have 
adopted the BOF route production because of its 
robustness, scale, and reliability. The BOF route uses 
85-95% hot metal in the charge mix, produced from 
Blast Furnace/COREX/FINEX. On the other hand, the 
induction furnace route is 100% solid-charge based, 
and primarily uses DRI, pig iron, and scrap. IF-based 
production is electric-energy intensive and suitable 
for small-scale production. The EAF route is flexible 
and ideal for mid-sized plants (0.5 to 1 mtpa) and can 
be designed to take more than 80% hot metal, 
whereas the conventional EAF design is based on 
100% solid charge. Due to the operational robustness 
& flexibility and superior techno-economics of BFs, 
most EAFs in India use a certain percentage of hot 
metal in the charge mix.    
Figure 2-13: Various Iron and Steel Making Routes in India
In the BF route, iron is extracted as liquid hot metal 
from sinter, pellet, and iron ore lumps, with coke and 
pulverized coal being used as reductants. In smelting 
reduction processes like FINEX & COREX, iron ore 
fines and coal are used to produce hot metal. The 
alternative iron-making routes encompass the 
coal-based and gas-based DR processes that produce 
solid iron known as DRI or sponge iron, which is 
subsequently melted and refined in the EAF/IF 
process. The unit processes are described below, 
including the perspective of direct CO
2
 emissions in 
each process. An illustration of the various process 
routes in India is given in Figure 2-13.
44
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions 2.2.2.3 Brief Description of Unit Processes
Coke making
Metallurgical coke is produced at scale 
(typically 0.5 mtpa and higher) in 
by-product recovery and non-recovery 
coke ovens. By product recovery coke oven battery is 
the preferred choice for the ISPs, while non-recovery 
coke oven is generally adopted by merchant coke 
producers. Coking is the process of heating coking coal 
at a high temperature in the absence of air to expel its 
volatile matter and obtain a strong porous coke. 
Metallurgical or coking coal softens, swells, and 
hardens with sufficient porosity and strength during 
the coking process. The pulverized coal blend is 
charged into the ovens and heated at 1100 C for about 
16-20 hours (for by-product ovens) or about 45-50 
hours (for non-recovery ovens). The hot coke is pushed 
out of the ovens into a quenching car that is taken to 
quenching stations for cooling before being conveyed 
to the blast furnace. In by-product recovery ovens, the 
gas coming out from the coking chamber is processed 
in a chemical plant to produce clean coke oven gas 
(COG) and several by-products such as tar, ammonium 
sulphate, phenol, naphthalene and sulphur. Clean coke 
oven gas, with high calorific value, is used as a fuel 
source in downstream facilities after suitably mixing 
with other fuel gases. In the non-recovery ovens, all the 
gas emissions are utilized to produce steam, which is 
subsequently used in power generation. The total 
amount of CO
2
 released from the coke oven flue stack 
is estimated to be about 0.3 tonne per tonne of finished 
steel. 
Sintering
Sintering is a process of agglomeration of 
ore fines along with fluxes to improve the 
reducibility of the ore material and 
decrease coke consumption in the blast 
furnace. A sintering machine consists of a 
travelling grate with air suction from its bottom all 
along its length. A mixture of ore fines, fluxes, and 
coke breeze is charged on the travelling grate and is 
ignited on the surface by a hood near the beginning of 
the strand. Due to the air suction and coke breeze, the 
ignition front travels across the depth of the bed, 
providing the heat for sintering. Sintering occurs at a 
temperature of about 1300 C which results in melting 
particles at the surface and agglomeration at the grain 
level. At the end of the strand, the hot sinter is passed 
through a roll crusher, screens, and coolers. The 
off-gas from a sinter plant is released into the 
atmosphere after recovery of the sensible heat. The 
combustion of coke breeze and fuel gases in the 
process contributes to about 0.43 tonne of CO
2
 per 
tonne of finished steel.
Pelletization
Pelletization is the process of 
agglomerating very fine particles of iron 
ore with fluxes, without any incipient 
melting. The pelletization process consists of three 
main steps: mixing of the feed particles with a binder, 
making of raw pellet balls in a drum or disc pelletizer, 
and heat hardening of raw pellets in a travelling 
grate-rotary kiln-train at around 1300 C. Since the 
bonding is established due to diffusion without any 
melting, the pelletization process consumes 
significantly less energy and emits significantly lower 
CO
2
 vis-à-vis sintering.
Ironmaking
Iron making or production of hot metal in 
India is primarily through the Blast Furnace 
(BF) route; additionally, there are a few 
COREX plants in India. In a BF, iron ore lumps and sinter 
or pellets is charged from the top of the furnace along 
with coke, limestone and dolomite. A hot blast of 
preheated air with a temperature of over 900 C is 
blown through the tuyeres from the bottom of the BF, 
which burns the coke to produce heat and carbon 
monoxide (CO). The coke reduces the iron oxide to 
metallic iron, while producing BF gas. The fluxes help 
the separation of gangue from the ore, thus forming 
slag. A high temperature of 1400 C in the hearth of the 
furnace enables the tapping of hot metal and slag in the 
liquid form. The top gas (BF gas) is collected, cleaned 
and cooled. Despite its lower CV, the large volume of 
BFG generation makes it an important fuel that is used 
in the various furnaces of the steel plant, that require 
an external heat source. BF gas is also used in power 
production after suitably mixing with other gases like 
COG and BOFG. The direct CO
2
 emission from the stove 
flue stack accounts for 0.4 tonne of CO
2
 per tonne of 
finished steel. The CO
2
 and equivalent CO
2
 from the CO 
in BF gas are emitted in the units which consume the 
BF gas. 
45
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions Figure 2-14: CO
2
 Emission (in tonne) per tonne of Finished Steel BF-BOF route
Sinter Plant
0.27
0.39
7%
0.03
66%
0.23
25%
0.63
18%
0.17 2.15
CO
2
 conc.
Coke Oven Blast Furnace BOF Calcining
Plant
Captive
Power Plant
Mills Total
0.43
8% 23% 23%
Basic Oxygen Steelmaking (BOF)
This is a refining process whereby oxygen 
is blown through hot metal in a converter 
to remove impurities like carbon, silicon 
and phosphorous to produce liquid steel. The oxygen 
blowing results in the formation of an emulsion of gas, 
molten metal and fluxes, leading to high reaction rates 
and making this a rapid process. The oxidized impurities 
and fluxes form a basic slag that is tapped at the end, 
separate from the tapping of steel. To consume the heat 
released from the oxidation reactions, scrap or iron ore 
is added as coolant. The oxidation of carbon releases CO 
and CO
2
. Due to its high CO concentration, the cooled 
and cleaned BOF off-gas is collected for further use. 
Liquid steel from the BOF is further refined in
secondary steelmaking units like ladle furnace, VD,
VOD, RH-OB  before being sent to the casters for 
billet/bloom/slab production. 
Rolling Mills
Semis from the steel melt shop are rolled for 
production of final products like rebars, wire 
rods, structural sections and hot rolled coils. 
Cold billets/slabs are charged to a reheating furnace, 
fueled by mixed gas, to reheat the semis to around 
900-1000
0
C. The hot semis are passed through multiple 
rolling stands before being cooled down in a cooling 
station. The Scope 1 emissions are limited to the 
reheating furnace flue gas only. It is estimated that 0.17 
tonne of CO
2
 per tonne of finished steel will be emitted 
from the rolling mill. 
Calcining Plant 
For the refining of hot metal, calcined lime 
and dolo are required in the SMS operations. 
For the production of lime and dolo, raw 
limestone/dolomite is charged into a kiln (vertical shaft 
or horizontal kiln), where calcination occurs at a 
temperature of around 1000
0
C. Heat is supplied by 
in-plant fuel gas or purchased fuel. CO
2
 is generated from 
the combustion of fuel as well as from the decomposition 
of CaCO
3
. The calcining process contributes around 0.23 
tonne of CO
2
 per tonne of finished steel.
Total CO
2
 emission in a typical BF-BOF based ISP is 
estimated at 2.15 tonne per tonne of finished steel 
(Figure 2-14). The CO
2
 concentration at each unit is 
based on the typical specific fuel consumption and 
fuel blend. 
46
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions Coal Based DR Processes (Coal DR)
This route of iron making uses non-coking 
coal as a reductant to obtain the solid 
product of reduced iron, known as DRI or 
sponge iron. DRI is further melted and refined in the EAF 
to produce steel. Rotary kiln and rotary hearths are the 
two major coal DR processes widely used in India. In the 
rotary kiln process, sized lump ore or pellets, coal, 
limestone and dolomite are charged from the feeding 
end of a rotating kiln, while air and the heating source 
are provided at the discharge end of the kiln. The 
generation of CO enables the complete reduction of iron 
oxide by the discharge end, which is later magnetically 
separated out from other solid residues. The limestone 
and dolomite calcine, releasing CO
2
 and forming lime and 
magnesia that act as desulphurizing agents. A 
temperature of around 1000 C is maintained to enable 
faster reactions as well as to minimize any fusion of 
reaction products. The sensible heat of off-gas 
containing N
2
 & CO
2
 is used for the production of power, 
through utilization in a waste heat recovery boiler. Since 
the coal DR processes involves solid-solid reactions, it is 
not as efficient as the countercurrent gas-based blast 
furnace process. This results in higher coal consumption 
and higher CO
2
 emission intensity.
Gas Based DR Processes (Gas DR)
Natural gas based DR production is a 
continuous countercurrent moving bed 
process employing vertical shaft furnaces to produce DRI 
from lump ore or pellet charge and using reformed 
natural gas as the reductant. The principle of iron ore 
reduction is similar to the blast furnace, except that there 
is no fusion and melting of solid products, thereby using 
less energy and emitting less CO
2
 directly. Iron ore pellets 
are charged from the top of the shaft while reformed 
natural gas is heated and injected from the bottom of the 
reduction zone. The gas leaving the shaft from the top 
(the top gas) has significant reducing power and calorific 
value due to its unutilized CO and H
2
 and is therefore 
recycled back to the DR shaft after bringing down the 
CO
2
 and N
2
 fractions. The N
2
 is lowered by splitting a 
portion of the top gas to be use as a fuel for heating. The 
CO
2
 in the remaining stream is lowered either by CO
2
 
separation or using the gas for dry reforming of
natural gas.
Midrex and Hyl are two the major gas DR processes 
widely employed across the globe, with similar operating 
principles. The Midrex process operates at low pressures 
(< 2 bar) and uses dry reforming of natural gas. The Hyl 
process operates at high pressure (6 to 8 bar) and hence 
employs smaller shafts. Conventional Hyl uses steam for 
reforming natural gas, while the Hyl-ZR process uses in 
situ reforming and therefore the separated CO
2
 during 
the top gas cleaning is available for utilization or 
sequestration.
Given the high CO
2
 intensity of the BF-BOF route, CCUS is 
critical to ensuring the long-term sustainability of the 
Indian steel sector. CCUS can also enable the scalable 
and profitable conversion of waste gases from Blast 
Furnace, Coke Oven and Basic Oxygen Furnaces of 
Integrated Steel Plants to blue hydrogen at a cash cost of 
less than Rs. 100 per kg. Blue hydrogen can be used 
within the steel plant as a source of clean energy or for 
producing clean DRI. The blue hydrogen can also be sold 
to external consumers, thus propelling the clean 
hydrogen economy in India.
2.2.2.4 CO
2
 Emissions from the Steel Industry
Based on the emission intensities of different processes 
(Table 2-7) and production data for FY 2019-20, the total 
volume of CO
2
 emission from the three routes is 
estimated to be 240 mtpa. Based on the current 
momentum in steel demand, it is reasonable to consider 
that the steel production will reach 190-200 mtpa by 
2030 with demand growing at 6% CAGR. This is 
corroborated by the fact that in addition to the existing 
144 mtpa of steel production capacity (FY 20-21), 
expansions of 63 mtpa BF-BOF based capacity have been 
announced by various major steel players in the country. 
The DRI production is expected to increase by 20% by 
2030 to 41 mtpa, merely by the increase in capacity 
utilization, which is currently at a low level of 70%. The 
share of gas DR versus coal DR is expected to remain the 
same, i.e. 20–80%. Scrap usage is expected to rise to 60 
mtpa in 2030 from 30 mtpa in FY 2019-20. 
Based on these considerations, hot metal production is 
estimated to rise to 150 mtpa from 69 mtpa in FY 
2019-20. Combining these estimates with the respective 
CO
2
 emission intensities, it is estimated that the total CO
2
 
emission shall increase to 450 mtpa by 2030. It is 
reasonable to assume that the route-wise distribution of 
production will not change significantly. Accordingly, the 
projected CO
2
 volumes along with the region-wise 
analysis are provided below.
47
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions 2.2.2.4 CO
2
 Emissions from the Steel Industry
Based on the emission intensities of different processes 
(Table 2-7) and production data for FY 2019-20, the total 
volume of CO
2
 emission from the three routes is 
estimated to be 240 mtpa. Based on the current 
momentum in steel demand, it is reasonable to consider 
that the steel production will reach 190-200 mtpa by 
2030 with demand growing at 6% CAGR. This is 
corroborated by the fact that in addition to the existing 
144 mtpa of steel production capacity (FY 20-21), 
expansions of 63 mtpa BF-BOF based capacity have been 
announced by various major steel players in the country. 
The DRI production is expected to increase by 20% by 
2030 to 41 mtpa, merely by the increase in capacity 
utilization, which is currently at a low level of 70%. The 
share of gas DR versus coal DR is expected to remain the 
same, i.e. 20–80%. Scrap usage is expected to rise to 60 
mtpa in 2030 from 30 mtpa in FY 2019-20. 
Based on these considerations, hot metal production is 
estimated to rise to 150 mtpa from 69 mtpa in FY 
2019-20. Combining these estimates with the respective 
CO
2
 emission intensities, it is estimated that the total CO
2
 
emission shall increase to 450 mtpa by 2030. It is 
reasonable to assume that the route-wise distribution of 
production will not change significantly. Accordingly, the 
projected CO
2
 volumes along with the region-wise 
analysis are provided below.
In 2017, the Ministry of Steel published the National Steel 
Policy for India, which projected a crude steel capacity of 
300 mtpa and crude steel production of 255 mtpa by the 
year 2030. The National Steel Policy is aspirational and 
provides an upper bound on the likely growth of the 
domestic steel sector. In case the targets and goals of 
the National Steel Policy are realized, it will lead to much 
higher CO
2
 emissions of about 560 mtpa from the steel 
sector, as shown in Figure 2-15.
India’s current cement production capacity is about 
550 mtpa, implying capacity utilization of about 50% 
only. While India accounts for 8% of global cement 
capacity, India’s per capita cement consumption is only 
235 kg, and significantly low compared to the world 
average of 500 kg per capita, and China’s per capita 
consumption of around 1700 kg per capita. It is 
expected that domestic demand, capacity utilization 
and per capita cement consumption will increase in the 
next decade, driven by robust demand from rapid 
industrialization and urbanization, as well as the Central 
Government’s continued focus on highway expansions, 
investment in smart cities, Pradhan Mantri Awas Yojana 
(PMAY), as well as several state-level schemes.
2.2.3.2 Cement Plant Production and Capacity
Limestone is the major feedstock in cement production. 
Hence most cement plants are built either close to 
captive limestone quarries or are well connected with 
limestone quarries. Therefore clinker based cement 
plants are concentrated in South and North India. The 
market for slag/fly ash-based cement has also evolved in 
the last few years, with blast furnace slag/fly ash-based 
cement plants expanding in Eastern India. The 
region-wise cement production is shown in Figure 2-18 
(Source: IBEF.org).
Product  BF-BOF Coal  Gas 
   DR-EAF/IF DR-EAF
t CO
2
/t product  1.8 - 2.2  2.6 - 3.0  0.6 - 0.8
Table 2-7: CO
2
 Direct Emission Intensities for
Various Iron Making Routes
Figure 2-15: Region-wise Distribution and
Total CO
2
 Emissions (in mtpa)
Figure 2-16:  Cement Production (in mtpa)
561
240
2020
Western Northern Southern
450
2030e
2030e (NSP)
Eastern
2.2.3 CO
2
Emissions: Indian Cement Industry
2.2.3.1 Introduction
India is the second-largest cement producer in the world 
after China. Over the last five years, cement production 
has grown from 274 mtpa (FY 2015-16) to 381 mtpa (FY 
2021-22) at a CAGR of 6% (Figure 2-16). Cement 
demand and production in FY 2020-21 was impacted by 
COVID-19, and has recovered in the subsequent year.
Figure 2-17:  Per Capita Cement
Consumption in 2018 (in kg) 
520
1700
235
World ChinaIndia
274
273
291
329 329
294
381
FY16 FY17 FY18 FY19 FY20e FY21e FY22e
+6%
48
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions Cement production in India is dominated by private 
players. Almost 98% of the cement capacity belongs to 
private players like UltraTech, Shree Cements, Ambuja, 
ACC, Dalmia Cement etc. The cement market is also 
oligopolistic and the top 10 companies account for over 
60% of the total capacity. The cement capacity of major 
players is given in Table 2-8 (Source: Indian Minerals 
Yearbook 2019 published by the Government of India).
The state-wise cement capacity is given in Table 2-9 
(source: Indian Minerals Yearbook 2019 published by 
Government of India). The top five states i.e., Rajasthan, 
Andhra Pradesh, Karnataka, Tamil Nadu, and Gujarat, 
account for almost 50% of the total capacity. Given the 
proximity to limestone quarries, the majority of future 
expansions are also planned in these states only.
Figure 2-18:  Cement Production (in mtpa)
Company Name Capacity
Ultratech 125
Shree Cement 41
Ambuja 35
ACC 34
Dalmia 21
ICL 20
Jaypee Cement 17
Birla 15
Ramco 15
JK Lakshmi 15
Chettinad 14
Nirma 14
JSW 11
JK Cement 11
Kesoram Industries 11
Table 2-8: Major Players of Cement Industry
and Capacity (in mtpa)
Northern Southern Central Eastern Western
274 273 291 329 329 294 381
FY16 FY17 FY18 FY19 FY20e FY21e FY22e
16% 16% 15% 14% 15% 15% 15%
16% 17% 19% 19% 20% 20% 21%
16% 16% 16% 15% 16% 15% 15%
26% 27% 26% 29% 27% 28% 28%
26% 25% 24% 23% 22% 22% 22%
49
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions State No. of Plants Capacity (mtpa)  % of total capacity
Rajasthan  24  87 15.7%
Andhra Pradesh 26 63  11.3%
Karnataka  18  49 8.9%
Tamil Nadu 22  42  7.6%
Gujarat  17  41 7.5%
Madhya Pradesh 13 39  7.0%
Telangana  18  34 6.2%
Maharashtra 13  32  5.8%
Chhattisgarh 13  31  5.6%
Uttar Pradesh 14 24  4.3%
West Bengal 16  22  4.0%
Himachal Pradesh 9 16  2.9%
Odisha  5  13 2.4%
Jharkhand  6  13 2.3%
Bihar  6  11 1.9%
Meghalaya 10  9  1.7%
Haryana  5  7 1.3%
Punjab  4  7 1.3%
Assam  6  5 0.9%
Uttarakhand 3  4  0.7%
Andaman Nicobar 1 2  0.3%
Kerala  2  1 0.2%
Jammu and Kashmir 3 1  0.1%
Goa  1  0.2 0.0%
Total  255  554 100%
Table 2-9: State-wise Cement Capacity
The district-wise distribution of cement plants has 
also been analyzed to understand the clusters of 
cement plant units. The top 20 districts/clusters 
contribute to almost 50% of the total capacity(Table 2-10) (Source: Indian Minerals Yearbook 2019 published by Government of India).
50
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions Figure 2-19 below shows the top 10 cement clusters, 
based on their capacity, along with the names of the 
major producers in each cluster.
District name  State name  Capacity (mtpa)
Chittorgarh Rajasthan 25
Gulbarga Karnataka  23
Nalgonda Telangana  21
Chandrapur Maharashtra  20
Satna Madhya Pradesh  20
Sirohi Rajasthan  18
Raipur Chhattisgarh  15
Anantapur  Andhra Pradesh 14
Pali Rajasthan  13
Ariyalur  Tamil Nadu 13
Kurnool  Andhra Pradesh 12
Solan  Himachal Pradesh  12
Kadapa  Andhra Pradesh 11
Surat Gujarat  10
Krishna  Andhra Pradesh 9
Jaintia Hills Meghalaya  8
Amerli Gujarat  8
Durg  Chhattisgarh  7
Junagadh Gujarat 7
Bardhaman  West Bengal 7
Others  282
Total  554
Table 2-10: Top 20 Districts/Clusters and
Aggregate Capacity
Figure 2-19: Top 10 Cement Clusters
Based on Cumulative Capacity
Clusters
Chittorgarh, 25 mtpa  Wonder Cement, UltraTech, Nirma, Birla
Rajasthan  5 units  J.K Cement
Gulbarga,  23 mtpa  UltraTech, Orient, Kesoram,
Karnataka   5 units  Chettinad, Kalburgi
Nalgonda,  21 mtpa  My Home, Sagar, Zuari, ICL Penna,
Telangana  12 units  NCL, Deccan, etc.
Chandrapur,  20 mtpa  UltraTech, Ambuja, ACC, Dalmia
Maharashtra  5 units
Satna,  20 mtpa  Prism Cement, UltraTech, Birla, KJS
MP  6 units  Cement, Jaypee Cement
Sirohi,  18 mtpa  UltraTech, JK Laxmi Cement
Rajasthan  2 units 
Raipur,  15 mtpa  Shree Cement, UltraTech, Nirma,
Chhattisgarh 6 units Ambuja
Anantapur,  14 mtpa  Penna Cement, UltraTech, Sagar Cement
AP  4 units
Pali,  13 mtpa  Shree Cement, Nirma, Ambuja
Rajasthan  4 Units 
Ariayalur,  13 mpta  Chettinad cement, UltraTech, Dalmia,
Tamil Nadu  5 units ICL
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
51
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions 2.2.3.3 Medium-term demand projection
The 10% decrease in cement demand in FY 2020-21 
was temporal and due to the COVID-19. Cement 
demand is expected to grow going forward based on 
investments towards the infrastructure and housing 
sectors. It is envisaged that cement demand per 
capita will grow at around 6% CAGR to FY 2029-30. 
Thus, cement consumption per capita will reach 300 
kg per capita by 2025 and 400 kg per capita by 2030. 
Thus cement demand is estimated to be around 440 
mtpa by 2025 and about 650 mtpa by 2030, 
considering a population growth rate of 2% 
year-on-year and growth in cement consumption per 
capita at 6% per year.
Analysis of the capacity distribution of individual 
cement plants reveals that the average capacity for 
the 255 cement plant units is 2.2 mtpa, whereas the 
capacity of most of the cement plants is between
1 to 3 mtpa.
2.2.3.4 Typical Cement Manufacturing Process
Cement can be primarily categorized into three types, 
based on the clinker factor and usage of other 
ingredients i.e. fly ash or slag:
a)  Ordinary Portland Cement (OPC):  OPC is the 
most common type and is used widely in 
construction activities. The clinker factor is 
generally above 90% for OPC cement.   
b)  Portland Pozzolana Cement (PPC): Since fly ash 
is abundantly available at a low cost, the share of 
PPC-type cement has increased significantly over 
the last decade. The clinker factor is less than 
60%. PPC is advantageous over OPC due to 
fineness, resistance to corrosiveness, and 
impermeability.
      
c)  Portland Slag Cement (PSC): Blast furnace slag 
is predominantly used for the production of PSC. 
PSC is used in applications where concrete is 
exposed to rough weather like marine 
applications, high-rise buildings, etc. 
The process route for different types of cement 
production is almost similar except for the final 
blending and grinding process steps. The dry-type 
technology predominant in the Indian cement industry 
is described below and depicted in Figure 2-21.
a) Mining
The manufacturing process starts from 
mining limestone, which is the primary 
ingredient for cement production. The 
limestone is primarily excavated from open cast mines 
after drilling and blasting and loaded onto dumpers. 
Dumpers transport the limestone and unload it into 
hoppers of limestone crushers. Other feed materials 
like sand, coal, pet coke etc., are sourced
from outside.
b) Screening & Crushing
The raw materials are crushed in the primary 
crushing unit and then fed into the 
secondary crushing unit (along with the 
mixing of additives) to reduce the material 
size. The raw mix is conveyed to a circular 
storage unit called the raw mix storage. The mix is 
reclaimed from the stockpile by reclaimers and 
conveyed to the raw mix bin for grinding. High purity 
limestone and coal/pet coke generally have dedicated 
crushing and storing systems. However, other 
additives like sand are crushed in a common or shared 
crushing system. 
Capacity range  No of plants  % share
Less than 1.0 mtpa  63 25%
1.0 mtpa to 2.0 mtpa  85 33%
2.0 mtpa to 3.0 mtpa  55 22%
3.0 mtpa to 4.0 mtpa  29 11%
4.0 mtpa to 5.0 mtpa  11 4%
Greater than 5.0 mtpa 12  5%
Table 2-11: Plant Capacity Distribution
Figure 2-20: Cement Demand (in mtpa)
and Per-capita Cement Consumption (in kg)
52
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions
327
443
654
235
297
397
0
100
200
300
400
500
600
700
2020e2025f2030f
Demand Kg/Capita c) Raw meal drying, grinding, and homogenization
Additives like iron ore/red mud are blended with 
limestone with the help of weigh feeder before drying 
and grinding to get the desired composition and 
properties. The raw mill consists of two chambers, 
namely a drying chamber and a grinding chamber, 
separated by a diaphragm. The hot flue gas from a 
preheater (preheater/kiln system) is used for drying. 
Then the materials enter the grinding chamber of the 
raw mills for fine grinding. The grinding mill can be of 
the conventional and simple ball mill type, or the 
advanced and complex Vertical Roller Mill (VRM) type. 
The hot gas, along with grinding materials, is fed to a 
separator that separates fine and coarse products. 
The course product is returned to the grinding unit. 
The hot gas and fine materials are passed through a 
cyclone unit to separate fine materials and gases. The 
fine material is collected from the multi-cyclone. The 
very fine materials carried away by flue gas to an 
electrostatic precipitator (ESP), where the finer 
particles are separated from gases. The ESP dust is 
collected from bag filters and fed into screw 
conveyors, and mixed with the fine material. Raw 
meal/kiln feed is stored in a blending silo for 
homogenization before being fed to the top of the 
preheater for pyro-processing.  
Figure 2-21: Typical Process Flow Diagram
for Cement Making
d) Clinkerisation
Cement clinker is made by pyro-processing the kiln 
feed in the preheater-kiln system. The preheater-kiln 
system consists of a multi-stage (generally more than 
five) cyclone preheater, combustion chamber, riser 
duct, rotary kiln, and grate cooler. In the preheater 
section, heat transfer depends on the number of 
stages of the preheater. Additionally, coal is also fired 
for additional heat requirements. The preheater helps 
in removing moisture from the feed, as well as raising 
the temperature of the feed through countercurrent 
heat transfer with hot flue gas. 
The preheated kiln feed is partially calcined in a 
combustion chamber and riser duct and then 
completely calcined in a rotary kiln and heated to 
approximately 1400-1500 
o
C to form the clinker 
components. Coal is fed through a burner which is the 
primary source of heat for the calcination. However, 
alternative fuels like petcoke, biomass, and other solid 
waste are also used. Hot clinker is discharged to the 
grate cooler for cooling from 1350-1450 
o
C to around 
1200 
o
C with atmospheric air. The cooled clinker is 
then conveyed to hoppers for clinker storage.
e) Cement grinding and storage
Clinker and gypsum for OPC, fly ash for PPC, and slag 
for PSC is transferred from individual hoppers and fed to 
the cement mills. The mill discharge is fed to the screen, 
which separates fine and coarse products. The course 
product is returned to the mill inlet for regrinding, and 
the final product is stored in concrete silos.  
f) Packing
Cement is conveyed from silos to the automatic 
packers, where it is packed in 50 kg bags and 
dispatched to the market.
2.2.3.5 CO
2
 Emissions from Cement Manufacturing
In 2018, cement production contributed about 12% or 
264 mtpa of anthropogenic CO
2
 emissions in India 
(source: IEA). The emissions will rise with the sustained 
increase in cement demand and production in the near 
future. CO
2
 emissions vary widely from plant to plant 
depending on specific factors such as product type, 
plant efficiency, fuel usage, plant capacity etc.
Raw Material incl. additives
(High grade limestone, sand
iron ore fines, red mud, clay
Screening & Crushing
Pre-blending &
Proportioning
GrindingGrinding
Rejects
Final Grinding
Storage & Dispatch
Fuel
(Coal/Pet coke/Bio)
Additives
(Gypsum/Fly ash)
Homogenising
Pre-heating
Clinkerisation
Cooling & Storage
of Clinker
53
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions Particulars Unit  Global Avg.  India Best  India Average
Specific Electrical Energy Consumption  kWh/tonne of cement  91 64  80
Specific Thermal Energy Consumption  GJ/tonne of clinker 3.5  2.83  3.1
Table 2-12: Consumption Parameters
Figure 2-22: Typical CO
2
 Cascade
(in kg of CO
2
 per tonne of cement)
Figure 2-23: Cement Plant CO
2
 Emission
Projection (in mtpa)
The average CO
2
 emission intensity per tonne of 
cement was 576 kg in 2018. The Scope 1 and Scope 2 
emissions are primarily from three sources:
a.  Emission from process calcination (CaCO3 -> CaO) 
accounts for 57-60% of total emissions
b.  Emission from process heating in terms of 
thermal energy usage contributes around 27-31%
c.  Emission from power usage for grinding, process 
fans, etc., accounts for 10-13%.
d.  Limestone mining also has a small contribution to 
the total CO
2
 emission (limited to 1-2%). 
A typical CO
2
 cascade is shown in Figure 2-22.
The CO
2
 emission intensity is expected to reduce to 
500-520 kg per tonne with further improvement in 
the cement production process, through higher 
production of blended cement, using vertical roller 
mills, installing WHRB, etc. The total CO
2
 emission 
from the cement sector has been estimated to reach 
325 mtpa by the year 2030, considering 0.5 tonne of 
CO
2
 emissions per tonne of cement.
346
156
75 576
Calcination Thermal Energy PowerTotal
196
244
325
2020e 2025f 2030f
Hence an average CO
2
 emission per tonne of cement 
has been used to calculate the total CO
2
 emissions
at the current and project level of cement demand 
and production.
The Indian cement industry is focused on sustainability 
and environmental impact, vis-à-vis its peers. 
According to an April 2018 publication by CDP, a 
UK-based organization, five out of the top ten global 
cement companies in terms of low carbon transitions 
are from India. Indian cement companies are ahead of 
the global average in terms of specific electrical and 
thermal energy consumption (Table 2-12). This is 
primarily due to fly ash/slag usage in the blend, 
efficient dry processes, and alternate fuel usage.
54
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions
Source: Cement Manufacturing Association 2.2.4 CO
2
Emissions: Indian Oil & Gas and
Chemical Industry
2.2.4.1 Introduction
The chemical industry is another energy-intensive 
sector and produces materials used in multiple 
downstream sectors. The Indian chemical industry is 
ranked as the 6
th
 largest in the world and the 3
rd
 
largest in Asia. India is one of the largest production 
hubs of chemicals and in the next 5-10 years the 
industry is expected to have a high growth trajectory, 
which would result in a significant increase in
CO
2
 emissions.
The chemical sector is recognized by the Indian 
government as one of the country’s primary growth 
drivers and is expected to grow at 9.3% to reach US$ 
304 billion by 2025, based on rising demand from the 
end-user segments, especially for speciality chemicals 
and petrochemicals. In July 2020, production volumes 
of key chemicals stood at around 0.9 mtpa and 
petrochemicals at 1.9 mtpa. India ranks 14
th
 in global 
exports and 8
th
 in global imports of chemicals 
(excluding pharmaceuticals). 
In 2020, the chemical industry accounted for about 160 
mtpa of CO
2
 emissions (7% of total emissions), which is 
expected to increase to approximately 220 mtpa by 
2030, fueled by growth in speciality chemicals, 
petrochemicals and fertilizers. This chapter focuses on 
CO
2
 emissions from the production of different 
segments of the chemicals sector, viz. refinery & 
petrochemical products, fertilizers, hydrogen, 
methanol and synthesis gas via coal/coke gasification.
Hydrogen
Hydrogen is widely considered a future 
energy carrier due to its potential uses 
across multiple sectors like refinery, steel, 
petrochemicals, power, transportation etc., with 
(potentially) zero CO
2
 footprint and its potential role in 
the decarbonization of energy systems and as a low 
carbon fuel & chemical feedstock. Additionally, 
development and innovation in electrolyzer 
technologies and the availability of renewable power 
make the prospect of green hydrogen also realistic in 
the future. However, to be deployed at scale, 
hydrogen needs to compete with existing fossil fuels 
and other emerging low carbon alternatives, such as 
battery electric vehicles. Despite being inexpensive and 
2.2.4.2  Type of Primary Chemicals
plentiful, there will be competing needs for low-carbon 
power, and hydrogen production via electrolysis is an 
extremely electro-intensive process. As a result, it’s 
critical to analyze hydrogen’s potential role from a 
systems viewpoint, considering the different end-uses, 
production routes, and value-chain combinations.
Hydrogen demand in India is currently 6 mtpa, and is 
confined to fertilizer plants and refineries. The 
development of new uses of hydrogen, cost 
reductions in key technologies, as well as the growing 
requirement to decarbonize the energy system could 
push hydrogen demand to roughly 11 mtpa by 2030 
and 28 mtpa by 2050. Demand will remain mostly 
concentrated in industrial sectors, either expanding in 
existing sectors like fertilizers and refineries or 
extending into new ones like steel. Hydrogen will also 
have a minor role in the electricity sector as a 
long-term storage vector, and in the transportation 
sector in heavy-duty and long-distance segments. 
Demand for green hydrogen is expected to continue 
to rise after 2050, particularly in the steel and road 
transportation industries, as well as shipping and 
aviation. 
Methanol
Methanol is an essential chemical building 
block for hundreds of everyday products 
and applications, including plastics, paints, car parts 
and construction materials. Methanol is also an 
alternative clean energy resource that can be blended 
in existing fuels and used in cars, trucks, buses, ships, 
fuel cells, boilers and cooking stoves. India’s current 
methanol production capacity is 0.7 mtpa, which is 
less than one-third of the country’s total demand. The 
market is heavily reliant on imports from the Middle 
East, which account for more than 75 percent of 
methanol consumed in India. Methanol demand in 
India was 2.26 mtpa in FY 2020-21 and is expected to 
rise to 4.1 million tonnes by FY 2029-2030. 
India has developed an indigenous technique for 
converting high-ash Indian coal to methanol and has 
set up its first pilot plant in Hyderabad for producing 
0.25 tpd of 99 percent purity methanol. Conversion of 
coal to methanol will provide an alternate route for 
producing methanol and increase India’s self 
dependence in this important energy carrier of the 
future, thus providing a pathway to India to lower both 
its crude imports and CO
2
 emissions (i.e. when the 
methanol production is combined with CCUS). 
55
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions Ammonia
India is the fourth-largest ammonia 
producer in the world, with production of 
15.4 mtpa in 2020 and also one of the 
largest ammonia importers in the world. The largest 
demand for ammonia is for producing urea, 
ammonium nitrate and ammonium phosphate, which 
are major compounds for nitrogen-based fertilizers. 
Urea and ammonium phosphate fertilizers account for 
over 90% of ammonia demand in India.
Urea production in India is about 25 mtpa. With a 
growing population and food demand, the demand for 
urea and ammonia is also expected to grow. Ammonia 
is also an essential chemical needed for refrigerants. 
With rapid urbanization the demand for refrigerants is 
expected to increase, in turn impacting the demand 
for ammonia. Ammonia is also a basic building block 
for various compounds used in producing household 
products, cosmetics, pharmaceuticals, and in metal 
treating. Ammonia can also play a role in the future 
energy transitions as a hydrogen carrier for storing 
and transporting the chemical energy of hydrogen, 
and can be used as a transport fuel, particularly in the 
shipping industry.
Synthetic Gas
Synthesis gas (syngas) production 
provides the foundation of many 
industries. Syngas is a mixture of H
2
/CO and is 
produced from gasification (coal, heavy hydrocarbons 
coke) or reforming (light hydrocarbons). Steam, 
oxygen, carbon dioxide or mixtures of them act as 
reforming agents and react with the carbon source at 
high temperatures, producing syngas of varying 
compositions. 
The desired composition of syngas depends on the 
downstream applications; the most common H
2
/CO 
ratio is 2:1 for methanol and Fischer-Tropsch synthesis, 
or higher for hydrogen production. The generation of 
ethanol and higher alcohols, dimethyl ether, and 
oxo-alcohols use lower H
2
/CO ratios of about 1. When 
the carbon source is natural gas (methane), the 
conversion to syngas process is called reforming. The 
common technologies offer syngas with high hydrogen 
content (Steam Methane Reforming or SMR) or with 
reduced operating investment (Partial Oxidation or 
POX, Auto-thermal Reforming or ATR and Combined 
Reforming or CR). Newer technologies, which can 
consume CO
2
 (Dry Methane Reforming or DMR, 
Bi-reforming or BR and Tri-reforming TR) are also 
interesting options, even though they are more 
cost-intensive or produce syngas with lower H
2
/CO 
ratios, due to their reduced environmental impact 
under specific situations. Reliance Industries Ltd’s 
(RIL) Jamnagar plant has the only petcoke gasification 
unit in India having a capacity of producing 12 mtpa of 
synthesis gas, which can be further used to produce 
various chemicals. The synthesis gas has a typical 
composition of H
2
 30-35 vol%, CO 35-40 vol% & CO
2
 
15-20 vol%. 
Petrochemicals
Petrochemicals provide the basic raw 
materials for products of daily use. 
Petrochemicals are primarily of two types: 
olefins and aromatics. The demand for petrochemicals 
is expanding rapidly and is expected to reach 35 mtpa 
by FY 2029-30. Within petrochemicals, the production 
of ethylene and propylene are the most emission 
intensive processes after ammonia. These chemicals 
are the building blocks for the polymer industry and 
are increasingly being used across diverse 
applications as they provide varied operational 
benefits over their metal counterparts.
2.2.4.3 Process Description of VariousCO
2
 Sources
a) Refinery Unit
India’s oil consumption is forecast to increase from 5 
million barrels/day in 2020 to 7.2 million barrels/day 
in 2030 and 9.2 million barrels/day in 2050. The total 
refining capacity in India is about 250 mtpa, with total 
CDU capacity of 2300 thousand barrel/day & FCC 
capacity of 938 thousand barrel/day. For any complex 
refinery, there are multiple CO
2
 emission sources such 
as Hydrogen Generation Unit (HGU), Power Plant/ 
Co-Gen Plant (PP/CGP), Fluid Catalytic Cracking (FCC), 
Crude Distillation Unit (CDU) / Vacuum Distillation Unit 
(VDU) as well as heaters and boilers. Amongst these, 
the HGUs generate the most concentrated gas 
streams in terms of CO
2
 (20-70 vol%), followed by 
CDU/VDU (10-12 vol.%), FCC (8-16 vol.%) and PP / CGP 
(4-8 vol%). The majority of CO
2
 emissions in a typical 
refinery is contributed by the hydrogen generation 
unit, FCC, boilers, and process heaters. A brief 
description of HGU and FCC are given below:
56
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions Fluid Catalytic Cracking (FCC): FCC helps in 
improving the recovery from crude through cracking 
higher hydrocarbons. Crude is allowed to react with 
steam in a fluidized bed (or fluid-bed) of catalyst 
particles. When the heated catalyst particles come in 
the presence of the feed, they evaporate it, and 
cracking begins as the gas oil vapors and catalyst 
particles migrate upward in the reactor. During the 
upward movement, the temperature of the catalyst 
particles reduces as the gas oil evaporates and 
endothermic cracking processes occur. Cracking 
processes also deposit a coke layer on the catalysts, 
causing them to become inactive. The coked catalyst is 
transferred to the regeneration unit before they are 
reintroduced to the riser. After being separated from 
the catalyst particles in the upper section of the 
reactor, the cracking products are transferred to the 
fractionator for recovery. In the regeneration unit, the 
deposited coke layer of catalyst is burnt at around 
700-800
0
C, and this is a primary source of CO
2
 
emission. The CO
2
 concentrations at different units of 
a typical refinery operation, as shown in Table 2-14, 
vary depending on the respective processes. 
Hydrogen generation unit: Hydrogen is indispensable 
in refinery operations for handling sour crudes as well 
for meeting stringent fuel norms. In India, almost all 
refineries produce hydrogen from natural gas (as well 
as naptha) through steam methane reforming (SMR). 
Only RIL has a petcoke based gasifier at Jamnagar, 
which caters to a part of the total hydrogen 
requirement. In the SMR process, natural gas is fed to 
the reformer to react with steam over special 
catalyst-filled tubes to produce hydrogen and carbon 
monoxide. The gas stream from the SMR is 
conditioned in a water gas shift reactor to maximize 
the H
2
 recovery. In the WGS, the carbon monoxide 
reacts with steam to form hydrogen and carbon 
dioxide. The hydrogen is then separated in a Pressure 
Swing Adsorption unit. Pure hydrogen with 99.9% 
purity is sent to end-user and the tail gas is used as 
fuel in the reformer unit. 
The hydrogen production process and the possible 
CO
2
 capture points are schematically depicted in 
Figure 2-24. The three gas streams where CO
2
 can be 
captured are marked as 1, 2 and 3. Gas composition at 
these identified sources is given in Table 2-13. While 
Parameter Shifted syngas (vol.%, db)  PSA tail gas (vol.%, db)  Flue gas, (vol. %, db)
Carbon Dioxide 20  64 18-20
Hydrogen 77  26 
Carbon Monoxide 0.7 7 
Nitrogen     58
Table 2-13: Gas Composition at Different Source Points
Figure 2-24: Simplified Block Flow Diagram of
Hydrogen Generation Units (HGUs) 
NG: Natural Gas; SMR: Steam Methane Reforming; WGS: Water Gas Shift; 
PSA: Pressure Swing Adsorption
PSA Tail Gas
Shifted
Syngas
Flue
Gas
H
2
Feed (NG)
SMR WGSPSA
Fuel (NG)
Steam
1
2
3
capture from tail gas or syngas (1 & 2) ensures the 
lowest cost of capture because of higher 
concentration and partial pressure of CO
2
, it can 
capture only 60% of total direct CO
2
 emissions, 
whereas flue gas capture ensures over 95% direct 
CO
2
 capture.
57
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions b)  Petrochemical Unit
The petrochemical industry generates various kinds 
of chemical products such as polymers, fibers or 
rubber, from such raw materials as petroleum, LPG, 
natural gas, and other hydrocarbons through 
different production processes. The source 
feedstock, i.e. light or heavy hydrocarbons, are 
used to produce a variety of components including 
ethylene, propylene, butadiene and pyrolysis 
gasoline through non-catalytic thermal 
decomposition reaction with steam (thermal 
cracking). Pyrolysis of hydrocarbons is the most 
critical process in petrochemical production and 
presents the main source for most basic organic 
industrial raw materials: α-olefins (ethylene, 
propylene, isobutane, butene), butadiene, and 
aromatic hydrocarbons (BTX = benzene, toluene, 
xylene). The most CO
2
 emission intensive process is 
the production of ethylene through the following 
processes:
Table 2-14: CO
2
 Concentration at Different Refinery Units
Unit  Section CO
2
   vol% (db)
FCC FCCU Regenerator  8.5
SMR Reformer Flue  18-22
CDU Crude distillation Unit  11
DCU Coke heater  8.5
Reformer  Reformer heater  4 heater
VDU Vacuum Unit  11
Naphtha Reformer-Naphtha 8.5
splitter splitter
HC  Hydrocracker 8.5
HC-Heater  Hydrocracker Heater  8.5
HDS  Hydrodesulfurization 8.5
HDS-Heater  HDS- Charge heater  4
SRU Sulfur removal &  4
 tail gas treatment
FCCU Heater  FCCU heater 4
Table 2-15: Cracker Furnace Flue Gas Composition
Parameter  vol% (db)
CO
2
 11-13
H
2
 3-4
N
2
 85-87
CO 100-200 ppm
Steam Cracking: In steam cracking, a gaseous or 
liquid hydrocarbon feed-like ethane, propane, butane, 
naphtha, gas oil is diluted with steam and then 
heated in a furnace without oxygen. Typically, the 
endothermic reaction temperature is very hot 
(around 850
0
C) and allowed to take place with short 
residence time (resulting in gas velocities reaching 
speeds beyond the speed of sound) in the furnace 
coils. In modern cracking furnaces, the residence 
time is reduced to milliseconds in order to improve 
the yield of the desired products. After the cracking 
temperature has been reached, the gas is quickly 
quenched to stop the undesirable reaction in the 
downstream transfer line exchanger. The products 
produced in the reaction depend on the composition 
of the feed, on the hydrocarbon to steam ratio and 
on the cracking temperature and furnace residence 
time. The flue gas temperature is at around 
1100-1200
0
C depending upon fuel gas composition. 
Light hydrocarbon feeds (such as ethane, propane, 
or light naphtha) give product streams rich in the 
lighter alkenes, including ethylene, propylene, and 
butadiene while heavier hydrocarbons (full range 
and heavy naphtha as well as other refinery 
products) feeds give some of these, but also give 
products rich in aromatic hydrocarbons and 
hydrocarbons suitable for inclusion in gasoline or 
fuel oil. The higher cracking temperature favors the 
production of ethylene and benzene, whereas lower 
severity produces relatively higher amounts of 
propylene, C4 cut, and liquid products.
Gas composition: The exhaust flue gas is a CO
2
 rich 
product, depending upon the type of fuel, combusted 
in modern low SOx-NOx burners. Normally the 
methane content varies from 60-70 vol% in the 
gaseous fuel. The typical flue gas composition with 
10-15 vol% excess air is given Table 2-15.
58
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions c) Fertilizer Unit
A typical fertilizer unit comprises hydrogen 
production, ammonia production and urea production. 
Most fertilize plants in India operate with natural gas 
based SMR for hydrogen production, which is similar 
to refineries. However, CO
2
 removal after the water 
gas shift reactor is an added process in fertilizer 
plants, since CO
2
 is required for production of urea. In 
a fertilizer complex, the majority of CO
2
 emission is 
contributed by hydrogen production. A part of CO
2
 is 
consumed in downstream urea production. A brief 
description of the ammonia and urea production 
process is given below:
Ammonia production: The Haber process, in which 
nitrogen and hydrogen combine in the presence of an 
iron catalyst to make ammonia, is the most common 
method of producing ammonia. The cooled, 
compressed gas combination is supplied into the 
ammonia production loop. The incoming gas stream 
is mixed with a mixture of ammonia and unreacted 
gases that have already travelled around the loop 
and chilled to 5
0
C. The ammonia is removed, and the 
unreacted gases are heated to 400
0
C and passed 
over an iron catalyst. 26 percent of the hydrogen and 
nitrogen are transformed to ammonia under these 
conditions. The ammonia converter’s discharge gas is 
cooled from 220 to 230
0
C. Moreover half of the 
ammonia is condensed during the cooling process, 
which is subsequently separated. The residual gas is 
combined with incoming gas that has been cooled 
and compressed. The ammonia is compressed quickly 
to 24 barg. The ammonia recovery machine removes 
the gas mixture above the liquid ammonia (which also 
includes considerable levels of ammonia). 
Urea production: Urea is produced from ammonia 
and carbon dioxide. A mixture of compressed CO
2
 
and ammonia at 240 barg is reacted to form 
ammonium carbamate in two stage reactors. The 
major impurities in the mixture at this stage are 
water from the urea production reaction and 
unconsumed reactants (ammonia, carbon dioxide and 
ammonium carbamate). The unconsumed reactants 
are removed in three stages with a series of pressure 
reduction and heating. By the time the mixture is at 
0.35 barg, a solution of urea dissolved in water and 
free of other impurities remains. The urea solution is 
heated under vacuum, which increases the urea 
concentration from 68% to 80% w/w. At this stage 
some urea crystals also form. The solution is then 
heated from 80
0
C to 110
0
C to redissolve these 
crystals prior to evaporation. In the evaporation 
stage molten urea (99% w/w) is produced at 140
0
C. 
Urea is sold as 2 - 4 mm diameter granules. These 
granules are formed by spraying molten urea onto 
seed granules which are supported on a bed of air. 
2.2.4.4 CO
2
 Emissions from the Chemical Industry
Based on the CO
2
 emission intensities for various 
process units in the chemical industry, the direct 
process emissions may considered for CO
2
 capture 
and further utilization or sequestration. Based on the 
production data from various industries, the 
sector-wise production of different chemicals 
through various routes and the associated CO
2
 
emissions have been estimated. 
The major sources of CO
2
 emissions are hydrogen 
production in refineries, production of olefin, urea & 
syngas. Out of these emissions, only those from direct 
processes, apart from the utility CPP associated with 
these units, account for the capturable CO
2
 volumes 
due to their possibility of integration with CCU 
facilities. The distribution of CO
2
 emitted by the 
chemical industry is provided in Table 2-16.
59
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions Figure 2-25: Domestic Oil Production (in mtpa)
FY15 FY16 FY17 FY18 FY19 FY20
Products Production in  Emission Intensity,  CO
2
 emissions in  Expected  Estimated CO
2
 
 2020, mtpa  TCO
2
/TProduct  2020, mtpa  production  emissions in 
     2030, mtpa  2030, mtpa
Ethylene 7.2  1.2  8.6 10.5  12.6
Methanol  0.7  0.5  0.4 4.1  2.1
Ethylene Oxide  1.36  0.5  0.7 2.2  1.1
Syngas (via coke)  10  2  20 12  24.0
SMR based hydrogen* 6 8.5 - 11  56  11 102
Refinery (CDU & FCC) 250  0.2  50  350  70.0
Vinyl Chloride  1.6  0.3  0.5 2  0.6
Urea 25  0.7  17.5 40  28.0
DAP 4.65  0.73  3.4 8  5.8
Complex + SSP  10  0.76  7.6 19  14.4
Total     165  261
Table 2-16: Total CO
2
 Emissions from Refineries, Petrochemicals & Fertilizers
Note: *Most SMRs have the flexibility to take both NG and naphtha as feed, depending on the price. For calculating the CO
2
 emissions,
we have assumed 70% production from NG & 30% from naphtha. 
2.2.5.1 Introduction
Exploration and production activities (E&P) to extract 
oil and gas from the subsurface are crucial in order 
to reduce the import dependency of petroleum and 
natural gas and ensure energy security. The fossil 
fuels thus produced are further refined to produce 
various value-added products that empower the 
Indian economy. The domestic production of oil and 
gas from FY 2014-15 to FY 2019-20 has been on a 
decline, as shown in Figure 2-25 and Figure 2-26.
37.45 36.96
36 35.68
34.2
32.17
-3%
Figure 2-26: Natural Gas Production -
FY 2014-15 to FY 2019-20 (in billion cubic meter)
FY15 FY16 FY17 FY18 FY19 FY20
33.65 32.25
31.9 32.65
32.88
31.18
-2%
In the year FY 2019-20, ONGC accounted for about 
64% of the crude oil production, followed by CEIL 
(Cairn Energy India Limited), accounting for 24% of 
crude oil production and OIL, with 10% of the total 
crude oil production.
2.2.5 CO
2
Emissions: Upstream Oil & Gas Exploration
60
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions Figure 2-27: Oil Production by Operator in FY 2019-20 (in mtpa)
2.2.5.2   CO
2
 Emission from the E&P Industry
The majority of the emissions in the upstream oil and 
gas exploration and production consists of methane, 
with some CO
2
 also being released during flaring and 
during power generation required to operate drilling 
and other necessary equipment. The methane 
emissions thus need to be considered along with the 
CO
2
 emissions and represented in terms of CO
2
eq. 
To estimate the emissions from the upstream oil & 
gas operations, an emission intensity factor has 
been estimated. This has been done using the 
Others
OIL
CEIL
Total
ONGC
31.2
1.9
2.67
23.89
2.72
CEIL
OIL
Others
Total
ONGC
32.2
0.53
3.11
20.8
7.77
In the year FY 2019-20, natural gas production was  also led by ONGC, producing 76% of the total  natural gas production. It was followed by OIL 
accounting for 9% and CEIL accounting for 6% of  the total production (India’s Hydrocarbon Outlook,  2020).
Figure 2-28: Natural Gas Production in FY 2019-20 (in billion cubic meters) 
emissions data for oil and gas production activities provided in World Energy Outlook (2018). The emission intensity factor thus obtained has been adjusted for the Indian scenario and used to estimate the CO
2
eq emissions from the oil and gas 
production data. The emission intensity for upstream activities for crude oil production is calculated to be 0.04 tCO
2
eq/toil and for upstream 
activities involved in natural gas production, the emission intensity is calculated to be 0.2 tonneCO
2
eq/bcmgas. Accordingly, the total CO
2
 
emissions have been tabulated in Table 2-17.
61
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions ONGC is the largest producer of crude oil and 
natural gas and has the lion’s share of the total 
Products Units  Production CO
2
 emission, mtpa of CO
2
eq
Crude Oil  mtpa 32.17  9.43
Natural Gas billion cubic meter  31.18 6.24
Total     15.7
Table 2-17: Total CO
2
 Emissions from Oil & Gas Upstream Operations
emission from the upstream E&P sector, followed by 
CEIL (Cairn Energy India Limited) and OIL.
The forecasted domestic production data for oil in 
FY 2029-30 is expected to decline to 27 mtpa of oil, 
while natural gas production is expected to increase 
to 55 billion cubic meters (source: India Energy 
Outlook, 2021). Based on these forecasts, the 
corresponding emissions have been estimated for 
Figure 2-29: Carbon Emission by E&P Operator in FY 2019-20 (in mtpa of CO
2
eq) 
CEIL
OIL Others TotalONGC
10.87
2.66
1.45
0.70 15.70
FY 2029-2030 using the emission intensity factors. The increase in natural gas production will result in higher CO
2
 emission volumes, and will offset the 
decrease due to lower crude oil production. Overall emissions in FY 2029-30 from upstream oil & gas operations is expected to reach 19 mtpa CO
2
eq.
Figure 2-30:  Emissions Projection for 2030, MT CO
2
eq
2020
Oil
2030e
Natural Gas
16
19
62
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions 2.2.6 CO
2
Emisisons: Gasification
2.2.6.1 Introduction
In India, coal is the most abundant and important 
fossil fuel. Despite a drop in demand due to the 
COVID-19 pandemic, India’s coal production reached 
730 mtpa in the fiscal year FY 2019-20 and 716 mtpa 
in FY 2020-21. The gasification of coal produces 
synthesis gas, which can be converted into a diverse 
slate of products such as hydrogen, methanol, 
ethanol, olefins, ammonia, acetic acid, DME and 
others. The Hon’ble Prime Minister has set a lofty 
goal of gasifying 100 mtpa of coal by the year 2030.
Coal gasification can help India become               by 
substituting imports of crude oil and other 
value-added chemicals to meet the needs of a 
growing and resource-hungry nation. It is imperative 
for coal gasification to be combined with CCUS and 
provide a sustainable and clean pathway for 
producing chemicals and transportation fuels. In 
order to support this infant industry, financial 
support from the Government of India is necessary 
to help CCUS-enabled coal gasification projects 
compete with the conventional and carbon unabated 
fossil fuel (primarily NG) based manufacturing 
routes of these products.
As of today, there is only one commercial-scale coal 
gasifier operating in India, at JSPL Angul. The syngas 
feeds to a gas-based DRI unit. Given the importance 
of developing gasification technologies and projects 
suitable for high ash Indian coals, the Ministry of Coal 
has planned a three phase strategy for developing 
commercial-scale gasification projects:
i)  Phase I: Establishing a pilot project through two 
gasification projects for gasifying about 4 mtpa of 
coal. These projects are the Talcher Fertilizer 
Plant and the Dankuni Methanol complex. The 
Talcher Fertilizer Plant is a joint venture of Coal 
India Limited (CIL), Rashtriya Chemicals & 
Fertilizers (RCF), and GAIL India Limited, and will 
be based on gasification of high ash coal with 
petcoke blending. The methanol plant in Dankuni 
will use low-ash coal from the country’s eastern 
region and will be built under the 
Build-Own-Operate (BOO) method with an 
estimated investment of Rs. 20,000 crore.
ii)  Phase II: Coal India Limited has identified four 
key gasification projects to be implemented 
through its subsidiaries: Eastern Coalfields 
Limited (ECL), South-Eastern Coalfields Limited 
(SECL), Central Coalfields Limited (CCL), and 
Western Coalfields Limited (WCL). These projects 
aim to gasify 6 mtpa of coal for producing 
different chemicals such as methanol, ammonium 
nitrate and synthetic natural gas.
iii)  Phase III: Phase III aims to gasification the 
balance quantity of coal (as per the vision of the 
Government) by identifying new projects, 
following the successful implementation of the 
Phase II projects. 
2.2.6.2 Process Description 
A typical block flow diagram is shown in Figure 2-31. 
Details of major blocks like gasification and gas 
processing part is explained below:
Gasification: Coal after beneficiation and grinding is 
fed to the gasifiers. The coal reacts with steam and 
oxygen to produce syngas comprising of H
2
, CO, CO
2
 
along with H
2
S and other impurities. The hot gas is 
passed through a cooler where high pressure steam 
is generated through a heat exchanger. The steam is 
recycled partially in the gasifier and the balance is 
used for downstream gas conditioning units. Syngas 
comes out of cooler is passed through a series of 
filters to remove the particulate matters present in 
the gas. The particulate matters are recycled in the 
gasifier. Further, the cooled and particulate free 
syngas is scrubbed with water to remove corrosive 
chlorides present in the syngas. From the scrubber, 
the syngas is piped to the water gas shift reactor for 
gas conditioning.
Water gas shift: Based on the downstream 
requirements, the raw syngas needs to be processed 
to conform to a certain hydrogen/carbon monoxide 
(H
2
/CO) ratio, depending on the downstream 
application. To achieve the desired H
2
/CO ratio, the 
syngas is passed through a double-stage fixed bed 
reactor containing shift catalysts. This process 
converts a part of the CO and water of the syngas to 
additional CO
2
 and H
2
. This process increases the 
H
2
/CO ratio as well as CO
2
 content in the shifted gas.
63
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions Figure 2-31: A Typical Coal Gasification Based Ecosystem
2.2.6.3 CO
2
 Emission from the Gasification Industry
Though the Government of India has envisioned 100 
mtpa of coal gasification by 2030, actual 
implementation may be delayed given the progress 
of the existing projects and the long gestation period  
and uncertainties involving gasification projects. The 
CO
2
 emissions have been estimated considering the 
announced projects, as well as 1 mtpa hydrogen 
production from coal gasification. Based on the 
values of emission intensities for various end 
product through syngas route, the capturable direct 
process emissions have been considered. The actual 
CO
2
 emissions will vary based on the actual 
downstream products produced from the syngas.
Excess moisture present in the syngas takes part in 
the shift reaction to achieve the required H
2
/CO 
composition. The required additional steam is 
injected to the reactor. 
Acid gas removal: Syngas conditioned in the water 
gas shift process contains CO
2
 and H
2
S which are 
removed in the acid gas removal unit. CO
2
 is 
captured and sent to the carbon dioxide processing 
hub for compression. The H
2
S in the syngas is also 
captured and sent to the sulphur recovery unit. 
There are multiple commercially proven absorption 
processes using both physical and chemical solvents. 
However, due to the high concentration of CO
2
 at the 
inlet of the acid gas removal process, a physical 
solvent based acid gas removal system is
generally used.
N
2
 to
Ammonia
Plant
O
2
 to
Gasifier
Air
Separation
Plant
Gasifier
Heat
Recovery
Water
Gas Shift
H
2
/CO : 2.3
H
2
Rich
Gas
Electric
Power
Air
Steam
46% gas by-pass for Methanol
and IGCC Plant
Sulphur
H
2
S Rich
Gas
CO
2
 TO
EOR
Field
Carbon
Processing
Hub
Chemical Block
IGCC Block
Steam
Flue
Electric
Power
CO
2
Capture
Ammonia
Plant
Hydrogen
Plant
Methanol
Plant
Heat
Recovery
Steam
Turbine
Gas
Turbine
CO
2
Compression
Sulphur
Recovery
Syngas
Cooling
Particulate
Removal
64
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions Table 2-19: Sector-wise CO
2
 Emissions and Interventions Required
2.3 Key Interventions Required
The estimated CO
2
 emissions from key sectors of the Indian economy requiring CCUS interventions are 
tabulated below:
Thermal power 
generationEven with RE growth, coal-based power 
will continue to meet more than 50% of 
electricity demand. As the largest emitter 
of CO
2
, CCUS of the power sector is 
essential for meaningful decarbonization 
and ensuring energy security in India
Establish CCUS clusters in 
key identified districts 
1,004 1,210
SteelFuture steel growth is largely based on 
the BF-BOF route, where use of fossil 
fuels is hard to replace. CCUS is 
necessary for sustainability and also 
ensures export competitiveness
Establish CCUS for 
Integrated Steel Plants, 
particularly in Eastern India
240 450
CementAnother major CO
2
 emitter, where fossil 
fuels are difficult to replace. Utilization of 
CO
2
 in aggregates has synergies with the 
cement business
Establish CCUS clusters in 
key identified areas/districts
196 325
Oil  & gas upstream, 
refineries & 
chemicalsHard to abate sector. CCUS essential for 
the sustainability of the sector; carbon 
capture inbuilt in many of the processes
Decarbonize key applications 
like urea, olefins, syngas 
from petcoke
125 177
HydrogenBlue hydrogen is key to the hydrogen 
economy of the future. Carbon capture is 
unbuilt in the H
2
 production process
Establish pathways for CO
2
 
utilization and storage
56 102
Coal gasificationSunrise sector - key to materials and 
energy security of India, based on India’s 
rich endowments of coal
Establish pathways for CO
2
 
utilization and storage
- 27
Total1621 2291
Products  Emission Intensity,  Expected production   CO
2
 emission projection 
 TCO
2
/TProduct 2030, mtpa in 2030, mtpa
Hydrogen 13 - 15 1 14.0
Methanol 2 – 2.7 2 5.0
Ammonia 3 - 3.5 1.4 4.6
Urea 1.5 - 1.7  2 3.2
Total    27
Table 2-18: Total CO
2
 Emission from Coal Gasification
SectorRationale for CCUSKey interventions
required
2020 2030
Estimated CO
2
emissions (in mtpa)
65
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions The categorization of emissions depending on CO
2
 
concentration, stream, pressure, synergy with 
existing operations, as well as CO
2
 emission 
baselining is an immediate requirement for the 
development of carbon capture projects in India. 
Capturing from high concentration CO
2
 sources 
(more than 30%) like HGU tail gas, gasification, etc. 
will reduce the CO
2
 footprint with a low to moderate 
cost impact; however, the capturable CO
2
 volume is 
limited to 100-150 mtpa i.e., 4 to 6% only of overall 
CO
2
 emissions. So, it is important to prioritize carbon 
capture demonstration projects for high CO
2
 
concentration and low to medium volume sources. 
Once technologies, as well as the disposition 
strategy, are finalized and demonstrated at a certain 
scale, carbon capture for low concentration and high 
volume sources such as power plants, steel & 
cement plants can be gradually taken up. However, 
the CO
2
 volume for power and steel plants is often 
more than 5 mtpa, which is significantly higher than 
any other industry. So, it will be advantageous to 
develop CCU cluster infrastructure based on 
large-scale power or steel projects as anchor 
projects, which will lower the CCUS infrastructure 
costs for small and medium scale CO
2
 emitters and 
enable them to adopt carbon capture projects.
66
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Analysis of Sector-wise CO
2
 Emissions Chapter 3
Overview of CO
2
Capture & Utilization
Technologies 3.1 Introduction to Carbon Capture Technologies
CO
2
 capture technologies separate carbon dioxide from 
gas streams that are released from industrial processes 
such as power plants, chemical production, cement 
production or steel making. There are three different 
broad categories of technologies for capturing CO
2
: 
post-combustion capture, pre-combustion and oxy-fuel 
combustion. The operating principles of each is 
depicted in Figure 3-1.
(i)   Post-combustion technologies: CO
2
 is separated 
from the flue gas after combustion. Fossil fuels 
like coal, oil, NG etc., are burnt in the presence of 
air; hence the flue gas is rich in N
2
, and the CO
2
 
percentage typically varies between 3% to 15%. 
Since the partial pressure of CO
2
 in the flue gas is 
quite low, very high-volume chemical solvent 
(amine) circulation is required for CO
2
 capture, 
making post-combustion technologies energy and 
cost-intensive. 
(ii)  Pre-combustion technologies: they involve 
removing CO
2
 through the upstream treatment of 
fossil fuels prior to combustion. The major 
difference between pre-combustion and 
post-combustion is that the former is favoured in 
cases where the gas stream has a higher partial 
pressure of CO
2
, such as in gasification of fossil 
fuels, NG based H
2
 production or sour gas 
processing. Since no chemical bonds need to be 
broken for solvent regeneration, the thermal 
energy penalty is much lower.
  The regeneration of the physical solvent is 
primarily achieved by reducing pressure.  
(iii) Oxy-fuel combustion technologies: While 
post-combustion and pre-combustion carbon 
capture technologies have been commercially 
established, oxy-fuel combustion technologies are 
still in the developmental stage. Oxy-fuel 
combustion represents an emerging novel 
approach to near zero-emission. It is accomplished 
by burning the fuel in pure oxygen (O
2
) instead of 
air (O
2
 and N
2
). The flue gas stream would be 
primarily composed of water and CO
2
, rather than 
N
2
. High purity CO
2
 can be recovered by the 
condensation of water.
Direct Air Capture (DAC): DAC directly captures 
dilute CO
2
 (at 415 ppm) from the air, and may also 
emerge as a form of carbon capture that has wide 
applicability, as it is independent of the source and 
concentration of the emission stream. However, DAC 
is still in early stages and the economics and scale of 
operations are yet to be established.
Figure 3-1: Scheme of Post-combustion, Pre-combustion & Oxy-fuel combustion
Pre-Combustion1
Post-Combustion2
Oxy-Combustion3
SynGas for
DR Plant
Methanol,
Power, etc.
N
2
/
Impurities
AirO
2
Fuel
Fuel
Air
Partial Oxidation CO
2
 capture
CO
2
 capture
CO
2
CO
2
Air
Separation
Plant
Syn Gas
CO
2 
(>25%)
Flue Gas
CO
2 
(3-15%)
Combustion
H
2
O &
Impurities
AirO
2
Fuel
CombustionCO
2
 capture
CO
2
CO
2
Air
Separation
Plant
Flue Gas
CO
2 
(>90%)
Removing
CO
2
 prior to
their
combustion
Removing
CO
2
 after 
combustion
Removing
CO
2
 after
combustion in
controlled
environment
68
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Overview of CO
2
 Capture & Utilization Technologies 3.2 Mature and Commercially Proven CO
2
Capture Technologies
The mature and commercially proven CO
2
 capture 
technologies can be broadly classified into three 
groups, as shown below. Additionally, there are 
membrane, microbial and algae-based CO
2
 
capture technologies, but these are at the 
developmental stage.
i)  Solvent-based absorption 
  a) Physical solvent based absorption
  b) Chemical solvent based absorption
ii) Adsorption 
iii)  Cryogenic separation
Brief descriptions of the aforementioned commercially proven and matured carbon capture technologies are provided.
Figure 3-2: Simplified Representation of CO
2
 Capture Technologies
Figure 3-2: Simplified Representation of CO
2
 Capture Technologies 
Physical solvent based
Feed
Gas
Other
components
CO
2
Physical
Solvent
Chemical solvent based
(i) Solvent based absorption
(ii) Adsorption(iii) Cryogenic separation
Feed
Gas
Feed
Gas
Other
components
Other
components
CO
2CO
2
Adsorbent
CO
2
CaptureChemical
Water(Base solvent)
Feed
Gas
Other
components
A simplified schematic depiction of these matured technologies is shown in Figure 3-2.
69
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Overview of CO
2
 Capture & Utilization Technologies Figure 3-4: Schematic Representation of
CO
2
 Absorption Capacity of Chemical and
Physical Solvents as a Function of
the Partial Pressure of CO
2
3.2.1 Solvent-Based Absorption
Solvent-based CO
2
 capture processes have been used for 
over half a century for processing natural (sour) gas, 
combustion flue gas and Fischer-Tropsch (FT) synthesis 
products. The fundamental principle on which 
solvent-based CO
2
 capture technologies work is ‘selective 
absorption’ of CO
2
 over the other gaseous constituents. 
The working principle of solvent-based CO
2
 capture is 
depicted in a schematic flow diagram in Figure 3-3.
While the CO
2
 present in the feed/process gas is first 
selectively absorbed in an absorber using a solvent 
(physical or chemical), the CO
2
 lean gas exits the 
absorber. Next, the CO
2
 rich solvent is sent to a 
stripper-type configuration where the CO
2
 is released 
from the solvent and the lean solvent is regenerated for 
reuse. The CO
2
 rich stream needs to be purified, 
dehydrated, and compressed to raise the pressure to the 
required level: supercritical CO
2
 for pipeline 
transportation or liquefied CO
2
 for ship or road 
transportation. Supercritical CO
2
 can be obtained at 
pressures of >74 bar(a) at ambient temperature, whereas 
liquefied CO
2
 can be obtained at pressures of 6-7 bar(a) at 
a temperature of about -50 °C. In the case of pipeline 
transportation to oilfields for EOR, the exit pressure at 
the carbon capture complex is determined based on the 
transportation distance and miscibility pressure 
requirements in the oil reservoir.
The solvent-based CO
2
 capture technologies are 
distinguished based on whether CO
2
 reacts with the 
solvent chemically (chemical absorption) or dissolved 
physically (physical absorption). A schematic depiction of 
the relationship between the CO
2
 absorption capacities of 
chemical and physical solvents (known as ‘solvent 
loading’) and partial pressure of CO
2
 in the gas stream is 
provided in Figure 3-4.
Figure 3-3: Schematic Representation of Working Principle of Solvent-Based CO
2
 Capture
Physical solvent
Chemical solvent
Partial pressure of CO
2
CO
2 
Absorption Capacity /
Solvent Loading
Favors Physical solventFavors Chemical solvent
CO
2
 lean gas
CO
2
CO
2
 lean solvent
CO
2
 rich solvent
Reboiler
Compressor
EOR / F&B / Storage
Feed gas
Absorber
Stripper
70
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Overview of CO
2
 Capture & Utilization Technologies Chemical absorption based CO
2
 capture is better 
suited for gas streams having a low concentration and 
partial pressure of CO
2
 due to the high chemical 
affinity of CO
2
 to amine-/carbonate-based chemical 
solvents as well as faster rate kinetics. While the 
chemical solvents can achieve high absorption 
capacity at low partial pressures of CO
2
, a 
non-reactive or physical solvent performs well at 
higher partial pressures of CO
2
. As shown in Figure 
3-4, the solubility curve for a physical solvent typically 
follows Henry’s law, i.e., a linear relationship with the 
partial pressure of CO
2
.
A chart depicting the operating ranges of various 
solvents for CO
2
 capture is shown in Figure 3-5 and 
forms the basis for selecting suitable CO
2
 solvents. 
The low CO
2
 partial pressures in the flue gas of 
coal-fired power plants make amine-based chemical 
absorption the preferred technique. However, 
relatively higher gas stream pressure and CO
2
 
concentration, such as in the syngas of gasifiers 
and SMRs make physical absorption-based capture 
more suitable.
3.2.1.1 Chemical Solvent-Based Absorption
A basic flow diagram for a chemical solvent-based CO
2
 
capture is depicted in Figure 3-6. The chemical 
reaction between CO
2
 and the chemical solvent is an 
exothermic reaction and hence favoured at lower 
temperatures. Hence it is necessary to pre-cool the 
feed gas. During the cooling of the feed gas, water 
condenses out of the wet gas.
Figure 3-5: Operating Regimes of Various Solvents for CO
2
 Capture
Physical solvent,
hybrid, or hot
potassium
carbonate
Physical solvent
Hybrid
10
3
10
2
10
1
10
0
10
-1
10
0
10
1
10
2
AminePartial pressure of acid gas in feed, psia
Activated hot potassium carbonate or amine
Physical solvent or activated hot potassium carbonate
Partial pressure of acid gas in product, psia
Line of equal inlet and outlet pressures
Activated hot potassium carbonate
or inhibited concentrated amine
Source: NETL, US Department of Energy (DOE)
71
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Overview of CO
2
 Capture & Utilization Technologies The cooled gas stream reacts with the amine-based 
solvent at 40-60°C via a countercurrent flow reaction 
within the absorber column, resulting in: 
a) CO
2
 free gas stream; and 
b) Solvent with chemically bound CO
2
 
Multiple stages of structured packing in the absorber 
columns maximize the contacting surface area and 
mass transfer rate of CO
2
 in the solvent during the 
countercurrent flow. While the CO
2 
depleted gas 
stream leaves the absorber from its top stage, the CO
2
 
rich solvent stream exits the absorber column from its 
bottom stage, and is pumped to the stripper, where 
the application of higher temperatures (100-140°C) 
results in regeneration of the solvent by breaking the 
chemical bonds between CO
2
 and the chemical 
solvent. The heat required for the regeneration of the 
solvent is provided by a reboiler, supplied with steam 
extracted from captive CHPs/CGPs. Such a heat and 
strip operation for the regeneration of the solvent 
leads to a high thermal energy penalty. Depending on 
the solvent used and system configuration, the steam 
consumption for solvent regeneration can range from 
1.1 to 1.5 t/tCO
2
. 
While the dense CO
2
 stream exits the stripper from its 
top stage, the CO
2
 lean solution is cooled and 
recirculated to the absorber. Typically, the absorber and 
stripper’s operating pressures for chemical 
solvent-based capture are low, ranging from 1 – 4 bar(a). 
The primary characteristics of a solvent that need to be 
analyzed to determine its efficacy are as follows:
a)  Rate kinetics: Faster rates of reaction between 
the solvent and CO
2
 ensure better mass transfer 
performance at the gas-liquid interface, thus 
facilitating a smaller absorber volume and a lower 
cost of capture.
b) CO
2
 carrying capacity: A higher CO
2
 carrying 
capacity of the solvent reduces the regeneration 
load, auxiliary unit costs and energy 
requirements.
c)  Reaction enthalpy: A lower enthalpy for the 
reaction between the solvent and CO
2
 transpires 
into lower energy requirements to break the 
solvent-CO
2
 bond during desorption.
d)  Water content: A decrease in water content in 
the solvent (aqueous solution) decreases the 
energy loss associated with vaporizing water 
(during CO
2
 stripping at high temperatures) and 
increases the CO
2
 carrying capacity of the solvent.
e)  Other desirable characteristics of the solvent:
  -  Low CO
2
 equilibrium backpressures at    
  absorption conditions
  -  Easy reversible reactions at regeneration  
 temperatures
  -  Low volatility of the solvent
  -  High resistance of solvent to oxidative and  
  thermal degradation
Figure 3-6: Typical Flow Diagram of a Chemical Solvent Based CO
2
 Capture
Flue gas to stack
>95% pure CO
2
 to compression (2 bar)
90% captured
Lean solvent
2.1 bar
115
0
C
23 bar
~130
0
C
saturated
Water wash
LP steam
Condensate
Flue gas
Water make-upRich solvent
Absorber tower (40
0
C)
Stripper tower
Reflux drum
Wash water
cooler
Lean solvent
cooler
Reflux
condenser
Solvent
reboiler
Flue gas
cooler
72
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Overview of CO
2
 Capture & Utilization Technologies A multitude of chemical solvents have shown varying 
degrees of success, including amine-based (primary/ 
secondary/tertiary/hindered), non-aqueous solvent 
(NAS), carbonate-based and phase change. While 
primary and secondary amines (such as MEA, DGA, 
AEE, DEA) have higher reaction rates and lower CO
2
 
carrying capacities, tertiary, and polyamines (such as 
MDEA and piperazine) have lower reaction kinetics and 
higher CO
2
 carrying capacities. Due to competing 
characteristics, often blends of varying solvent 
compositions are used to exploit high reaction rates 
and CO
2
 carrying capacity along with lower 
regeneration loads. Specifically, for MEA based 
systems, the steam (LP steam at ~3 bar(a)) energy 
requirement for solvent regeneration can range from 
3.6 to 7 GJ/t CO
2
, depending on the system 
configuration and heat integration. A few of the proven 
and emerging solvent-based technologies are 
described below:
a)  Air Liquide Amine
  Both generic and proprietary amine-based 
solvents are used in the carbon capture solutions 
provided by Air Liquide. A process flow diagram 
for carbon capture using Air Liquide’s 
amine-based solvent is depicted in Figure 3-7. The 
major process units include:
 - Pre-cooler: cools the feed gas to the desired  
 temperature
 -  Absorber: CO
2
 is absorbed in the solvent  
  through a chemical reaction, facilitated by the  
  countercurrent flow of the solvent and the  
  feed gas
 -  Regenerator: recovers the solvent by CO
2
  
  stripping and recirculates the solvent back to  
  the absorber
  The proprietary OASE
®
 (or former aMDEA
®
 
patented by BASF) amine solvent is also used 
apart from generic amine solvents. The main 
characteristics of the amine-based BASF OASE
®
 
solvent are as follows:
 - Proprietary composition: most likely consists  
  of blends of amines (primary/secondary/  
  tertiary/hindered) and activators    
  (heterocycles, primary or secondary    
  alkanolamines, alkylenediamines or    
 polyamines)
 -  Solvent stability: Higher stability than MEA
 -  Energy consumption for CO
2
 stripping and  
  solvent regeneration: 
   •  Significantly lower (2.4 to 2.6 GJ/t CO
2
)  
    compared to MEA (3.6 to 7 GJ/t CO
2
)
   •  Similar to piperazine (2.4 to 2.6 GJ/t CO
2
)
Figure 3-7: Process Flow Diagram of Air Liquide’s Amine Based CO
2
 Capture
73
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Overview of CO
2
 Capture & Utilization Technologies
Acid Gas
(to LTGT
®
)Clean Gas (to DMR)
Demin
Water
Feed 
Gas
AbsorptionRegenerationHP-Flash
Flash Gas
(to CLS)
Source: Air Liquide Technology Handbook 2017 b)  ION Clean Energy’s  Proprietary Amine-Organic 
Solvent
  In collaboration with the US DOE NETL, ION Clean 
Energy (ION) has developed a proprietary solvent 
consisting of a low aqueous amine with an 
‘organic liquid’ as the solvent (instead of water). 
Due to its lower sensible and latent heats, organic 
liquid results in a lower thermal regeneration 
energy duty compared to water. Their system 
design also includes process modifications such as 
cold rich gas bypass and intercooling, which 
further lowers the reboiler duty. A process flow 
diagram for carbon capture using ION’s 
proprietary ICE-21 solvent is depicted in Figure 
3-8. The major process units include:
 - Pre-scrubber: Removes SOx, other harmful  
  gases and most of the particles
 -  Direct contact cooling unit: Controls inlet  
  flue gas temperature and humidity
 - Absorber: A packed column removes CO
2
  
  using the proprietary ICE-21 solvent through a  
  chemical reaction, facilitated by countercurrent  
  flow of the solvent and feed gas
 - Water wash: Removes solvent droplets and  
  vapors from the exhaust gas
 - Regenerator: Recovers the solvent by CO
2
  
  stripping and recirculates the solvent back to  
  the absorber
Figure 3-8: Process Flow Diagram of a Pilot Slipstream Test Unit at National Carbon Capture Center,
USA using ION’s Proprietary ICE-21 Solvent for CO
2
 Capture 
74
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Overview of CO
2
 Capture & Utilization Technologies
Source: ION Report 2018
Absorber ColumnDirect Contact Cooler
Flue Gas From Polisher
Flue Gas
Steam (Sat.)
Condensate
Regeneration
Column &
Reboiler/Thermosiphon
Flue Gas Blower
Clean Flue Gas
Purge
Wash Water
Column
Solvent Surge Tank
Mist Separator
Process
Water TankCool Rich Solvent
Hot Rich
Solvent
Warm Lean
Solvent
Hot Lean
Solvent
Shell & Tube
Thermosiphon Reboiler
Lean
Solvent
Trim
Solvent
Cooler
Economizer The main characteristics of ION’s proprietary 
amine-organic solvent are as follows:
- Proprietary composition (ICE-21 and ICE-31): 
Amine with an organic solvent; low water content.
- Solvent stability: Resistant to thermal 
degradation with low heat stable salt buildup on 
exposure to SOx and NOx
- Energy consumption for CO
2
 stripping and  
solvent regeneration: 
 •  Significantly lower (1.6 to 2.5 GJ/t CO
2
)    
  compared to MEA (3.6 to 7 GJ/t CO
2
)
 •  Solvent regeneration in flash vessels    
  instead of conventional packed bed    
  stripper columns and reboilers lowers    
  capital costs
- Solvent recirculation rate: ~30% lower than  
MEA for 90% CO
2
 capture; lowers capital costs of 
the pumps, heat exchangers and flash vessels
c)  Kansai Mitsubishi Carbon Dioxide Recovery 
(KM CDR
TM
)’s Proprietary Amine solvent
  The advanced amine-based absorption technology 
named Kansai Mitsubishi Carbon Dioxide 
Recovery (KM CDR
TM
) was jointly developed by 
Mitsubishi Heavy Industries Ltd. (MHI) & Kansai 
Electric Power Co. Inc. The KM CDR process has 
historically used the proprietary solvent named 
the KS-1
TM
 solvent, with the potential to capture 
over 90% of the CO
2
 from a flue gas stream and 
generate CO
2
 with over 99.9% purity. The KS-1
TM
 
solvent is an advanced sterically hindered amine. 
 The development of a new solvent has improved 
the original KM-CDR process: KS-21
TM
. A process 
flow diagram for carbon capture using KM CDR’s 
proprietary KS-1
TM
 solvent is depicted in
Figure 3-9.
Figure 3-9: Process Flow Diagram of KM CDR CO
2
 Capture using Proprietary KS-1 Solvent
75
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Overview of CO
2
 Capture & Utilization Technologies
Source: US DOE NETL Compendium of Carbon Capture Technology 2020
Flue Gas
Outlet
CO
2
CO
2 
Condenser
REGENERATOR
ABSORBER
C.W.
C.W.
C.W.
Flue Gas
Flue Gas
Quencher
Reboiler
Steam
Purity: 99.9% The major process units include:
- Flue gas pretreatment: Cools the flue gas to  
the desired process temperature and also    
enables trim acid gas removal along with gas  
scrubbing to remove contaminants in a deep  
polishing scrubber
- Absorber: CO
2
 is absorbed in the proprietary  
KS-1
TM
 solvent through a chemical reaction,  
facilitated by the countercurrent flow of the  
solvent and the feed gas
- Regenerator: Recovers the KS-1
TM
 solvent    
by CO
2
 stripping and recirculates the solvent  
back to the absorber 
The main characteristics of KM CDR KS-21
TM
 solvent 
are as follows:
- Proprietary composition: sterically hindered 
amine
-  Recovery of 95% of the CO
2
 from the flue gas
-  Low solvent volatility, which reduces the height of 
the water wash section of the CO
2
 absorber
-  Improved thermal stability of the solvent    
allows the regenerator to operate at a higher  
pressure and temperature
- Low heat of absorption: allows high circulation 
rate and low steam consumption.
-  Good resistance to oxidative degeneration    
that reduces solvent loss
d)  UOP Solvent Systems
  UOP has several solvent-based solutions for CO
2
 
capture, including Amine Guard
TM
 FS, Benfield
TM
 
and SeparALL
TM
. Amongst these, the Amine 
Guard
TM
 FS is arguably the most widely accepted 
technology. It uses the proprietary UCARSOL
TM
 
chemical solvents (MDEA based), formulated by 
The Dow Chemical Company. The solvents have a 
high affinity for acid gas components. UOP 
Benfield
TM
 uses a chemical solvent that is made up 
of activated hot potassium carbonate. A process 
flow diagram for carbon capture using UOP’s 
Amine Guard
TM
 FS solvent is depicted in Figure 
3-10. The major process units include:
 - Absorber: CO
2
 absorption in the proprietary  
 UCARSOL
TM
 solvent through a chemical  
  reaction, facilitated by the countercurrent  
  flow of the solvent and the feed gas
 - Regenerator: Recovers the UCARSOL
TM
  
  solvent by CO
2
 stripping and recirculates the  
  solvent back to the absorber
 -  HP & LP flash columns: Higher pressure  
  operations allow exploitation of flash    
 regeneration
Figure 3-10: Process Flow Diagram of the Amine Guard
TM
 FS CO
2
 Capture
using Proprietary UCARSOL
TM
 Solvent
76
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Overview of CO
2
 Capture & Utilization Technologies
Source: UOP Technical paper Apart from the conventional flow scheme, other flow 
schemes are also possible depending on the feed gas 
characteristics and final product specifications, as 
depicted in Table 3-1.
Table 3-1: Comparison of Various Flow Schemes of UOP Amine Guard
TM
 FS Technology
Scheme  Configuration  Feed gas Desired product  Solvent Cons.  Reboiler duty,    
 quality  quality    MBTU/lb CO
2
    
         removed
ConventionalLow acid gas (<7%)Absorber + thermal 
regeneration
50 ppmv 
CO
2
Lowest45-60
Flash onlyVery high acid  gas (>12%)
Absorber + flash  column
>2% CO
2
Low8-10
1-stageHigh acid gas  (7-12%)
Absorber + flash  column + thermal 
regeneration
50-1000 
ppmv CO
2
Higher than 
flash only
32-40
2-stageVery high acid  gas (>12%)
1-stage + semi-lean  solvent stream
500 ppmv  CO
2
Highest12-18
The main characteristics of the proprietary 
UCARSOL
TM
 solvent are as follows:
- Proprietary composition: MDEA based    
solvent with low activator concentrations;    
solvent formulation can be tailored to achieve  
specific levels of CO
2
 absorption. Amine    
Guard
TM
 II uses inhibitors to increase the    
alkanolamine strength
-  Fast kinetics: Activator accelerates the slow  
overall kinetics of the chemical reaction    
between CO
2
 and MDEA
- Reduced packing height of absorber column:  
Use of an activator facilitates reduced
column heights
-  High thermal and chemical stability
-  Non-corrosive solvent: No corrosion    
inhibitors needed
-  No foaming problems
77
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Overview of CO
2
 Capture & Utilization Technologies e)  Baker Hughes Chilled Ammonia Process (CAP)
  A process flow diagram for carbon capture using
  the Baker Hughes Chilled Ammonia Process (CAP) 
is depicted in Figure 3-11.
Figure 3-11: Process Flow Diagram of Baker Hughes Chilled Ammonia Process (CAP)
using Ammonium Carbonate Solvent
An ammonia-based solvent, ammonium carbonate 
solution, is used for the absorption of CO
2
 from flue 
gas at low temperature in the Chilled Ammonia 
Process (CAP). The ammonium carbonate solution 
reacts with CO
2
 present in the flue gas to form 
ammonium bicarbonate. The regeneration of solvent 
and release of CO
2
 from the solution is facilitated by 
raising the temperature in the regenerator. 
The major process units of the CAP include:
- Flue gas cooling: Cools the flue gas to the    
temperature desired for absorption
- Pretreatment: for removal of NOx, SOx and  
other contaminants to acceptable levels
- Absorber: CO
2
 is absorbed in the ammonium  
carbonate solvent through a series of    
chemical reactions. 
-  Ammonia-based chiller system: Reduces    
ammonia volatility.
-  Sulfuric acid supply: Enables reduction of   
ammonia emissions into the atmosphere to   
acceptable levels.
- Stripper: Recovers the solvent by stripping   
CO
2
 from ammonium bicarbonate solution and  
recirculates the solvent back to the absorber.  
The stripping operation can take place at    
higher pressure as the solvent can tolerate   
higher temperatures.
The main characteristics of the process include:
- High purity CO
2
 and delivery pressure
- Tolerant to oxygen and flue gas impurities
- No degradation of solvent
- No emission of trace contaminants
- Efficient capture of CO
2
 (90%)
- Low-cost, globally available reagent
78
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Overview of CO
2
 Capture & Utilization Technologies
Source: Baker Hughes 3.2.1.2 Physical Solvent-Based Absorption
The major difference between chemical solvent-based 
capture and physical solvent-based capture is that the 
latter is favored in cases where the gas stream has a 
higher partial pressure of CO
2
, such as in gasification, 
sour gas processing or syngas from SMRs. There is no 
chemical reaction involved in the capture process as it 
is guided purely by physisorption. Since no chemical 
bonds need to be broken for solvent regeneration, the 
thermal energy penalty is much lower. The 
regeneration of the physical solvent is achieved by 
reducing pressure. However, the operating 
temperatures of physical solvent-based capture 
processes are much lower (ranging from -70°C to 
+20°C) compared to chemisorption-based capture, 
thus necessitating higher power consumption. The two 
major commercially available physical 
absorption-based technologies are discussed. 
a) Rectisol
®
 
 In the Rectisol
®
 process, the shifted syngas (after 
the WGS stage in the HGU) needs to be cooled 
first and then sent to the absorber column. The 
physical solvent used for CO
2
 absorption is chilled 
methanol (at sub-zero temperatures). CO
2
 is 
stripped from the CO
2
 rich solvent in the stripper 
and compressed for transportation. The 
regenerated solvent is recycled and reused in the 
absorption unit. One advantage of this process 
route is that water levels in the exit CO
2
 rich 
stream are very low, thus eliminating the 
dehydration facility requirement. The process flow 
diagram is depicted in Figure 3-12 below.
b) Selexol
TM
 
 The Selexol
TM
 process uses a mixture of dimethyl 
ether of polyethylene glycols (DEPG) and has two 
variants. The first variant removes all the acid gas 
components (H
2
S and CO
2
) in one step; the second 
is a dual-stage process where H
2
S is removed first, 
followed by CO
2
.
  The typical process operating temperature is 
between 0-20°C, which saves on the refrigeration 
cost compared to the Rectisol® process. The feed 
gas is supplied at a pressure of 2-15 MPa with a 
CO
2
 partial pressure of 0.7-3 MPa. A basic process 
flow diagram of the Selexol
TM
 process is depicted 
in Figure 3-13.
Figure 3-12: Basic Process Flow diagram of the Rectisol
®
 Process
Syngas
CO, H
2
H
2
CO
2
Refrigerant
CO shift
conversion
Heat
exchanger
Cooler
Absorber Flash
regeneration
79
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Overview of CO
2
 Capture & Utilization Technologies Figure 3-13: Basic Process Flow Diagram of the Selexol
TM
 Process
Treated gas
Lean solvent
Flue gas
Heat
exchanger
Rich solvent
Make-up Water
CO
2
 to compression
Absorber tower
Stripper tower
Knock-out drum
CO
2
condenser
Reboiler
Lean solvent
filtration
Lean solvent
cooler
Rich solution
flash drum
3.2.2 Adsorption
In the adsorption-based CO
2
 capture process, the CO
2
 
molecules selectively adhere to the surface of the 
adsorbent material and form a film, as shown in Figure 
3-2 (ii) earlier. This is possible because of the difference in 
diffusivities and heat of adsorption values for the feed 
gas stream components. 
The working principle of adsorption-based CO
2
 capture 
can be described in three primary steps:
- CO
2
 adsorption on the surface of the adsorbent 
material
- Diffusion of other gaseous molecules through the 
adsorbent material and exit from the system
- CO
2
 desorption by either decreasing pressure or 
increasing temperature. While the former is known 
as Pressure Swing Adsorption (PSA), the latter is 
called Temperature Swing Adsorption (TSA) 
Since TSA operations involve high temperatures, it 
may lead to degradation of the desirable products and 
reduce the life of the adsorbent material. Since there 
is no need for heating/cooling in the PSA route, the 
cycle time is significantly reduced to the order of a 
few minutes. Hence, adsorption through the PSA route 
is the preferred choice, allowing the economical 
removal of a large number of impurities. 
The PSA route comprises timed cycles of adsorption, 
pressure equalization, depressurization, blowdown, 
purge and re-pressurization across multiple fixed 
beds. These beds consist of different types of 
adsorbent materials, such as activated alumina, silica 
gel, activated carbon or molecular sieves. Few 
relevant PSA based technologies for carbon capture 
are described below:
80
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Overview of CO
2
 Capture & Utilization Technologies 3.2.2.1 Air Products Vacuum Swing Adsorption (VSA)
The process flow diagram of the Air Products’ VSA technology is depicted in Figure 3-14.
Figure 3-14: Basic Process Flow Diagram of Air Products’ VSA Technology
Source: IEAGHG 2018 Report on “The Carbon Capture Project at Air Products’ Port Arthur Hydrogen Production Facility”
The various features and steps of the process are 
outlined below:
- The SMR syngas is cooled in the cold process 
condensate separator
- VSA vessels (fixed beds) consist of high surface 
area adsorbent material, on which the CO
2
 
molecules are selectively adsorbed
- The SMR syngas at high pressure is sent to one 
vessel for adsorption, while the other vessels 
undergo low-pressure regeneration 
- The H
2
 rich sweet syngas (devoid of CO
2
) is sent to 
the existing PSAs for purification
- A series of pressure equalizations are performed 
in the VSA vessels at reduced pressures before a 
vacuum pump removes the CO
2
- The blowdown gas is taken from the intermediate 
pressure bed during a ‘rinse step’. This gas is 
compressed and fed to a higher pressure bed to 
improve the CO
2
 recovery
81
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Overview of CO
2
 Capture & Utilization Technologies 3.2.2.2 UOP Polybed
TM
 PSA systems
Typically, a five-step pressure swing cycle is followed 
in UOP’s Polybed
TM
 PSA systems. The steps are shown 
Figure 3-15: Five-step Pressure-swing Cycle of UOP’s Polybed
TM
 PSA Systems
- Step 1 (Adsorption): The feed gas (usually flowing 
in the upward direction) enters an adsorber vessel 
at high pressure. Once the adsorbent material is 
saturated, the vessel is taken offline and the feed 
is automatically switched to a fresh vessel 
- Step 2 (Co-current depressurization): The 
adsorbed vessel is co-currently (in the same 
direction of feed gas flow) depressurized to 
recover the residual product components. This 
residual product gas is used internally to 
repressurize and purge other adsorbers
- Step 3 (Countercurrent depressurization): Right 
after the co-current depressurization step, the 
adsorbent is partially regenerated by 
counter-currently depressurizing the adsorber to 
the tail gas pressure. At the same time, the 
impurities are rejected 
- Step 4 (Purge): Further regeneration of the 
adsorbent is achieved by purging it with a 
high-purity stream obtained from Step 2 
- Step 5 (Re-pressurization): On repressurizing 
(with the gas stream from Step 2 and a slipstream 
from the product or the feed), the adsorber 
reaches the adsorption pressure and is ready for 
the next adsorption step. This marks the 
completion of the cycle
3.2.3 Cryogenic Separation
Cryogenic separation for CO
2
 capture is similar to the 
conventional distillation process, except that it involves 
the separation of components from a gaseous mixture 
(instead of liquid) based on the difference in their 
boiling points. A simple schematic illustration is 
provided in Figure 3-2 (iii). The feed gas stream is 
cooled to sub-zero temperatures (lower than -50°C) to 
separate CO
2
 from the other components. Due to the 
extreme operating conditions of high pressure and low 
temperature, it is an energy intensive process. The 
energy consumption can range from 600-660 kWh/t 
CO
2
 recovered in liquid form. Few relevant cryogenic 
separation-based technologies for carbon capture are 
described herein.
schematically in Figure 3-15, where red and blue 
represent the impurities and the product, respectively.
Product To Next
Vessel
FeedTail Gas
Purge
From
Product
From Other
Vessel
Tail Gas
Red: impurity | Blue: product
Step 1:
Adsorption
Step 4:
Purge
Step 2:
Co-current
depressurization
Step 3:
Counter current
depressurization
Step 5:
Re-pressurization
Source: UOP White Paper
82
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Overview of CO
2
 Capture & Utilization Technologies Figure 3-16: Process Flow Diagram of the Cryocap
TM 
H
2
 Technology
3.2.3.1  Air Liquide’s Cryocap
TM
 Technology
The Cryocap
TM
 technology for CO
2
 capture is based on 
the principle of cryogenic separation combined with 
Natural
gas
Fuel
Residue
to fuel gas
CO
2 
Product
H
2
 Product
SMR Shift
Membranes
Cold
Box
H
2
-PSA
membrane separation. The process flow diagram of 
the Cryocap
TM
 H
2
 technology is depicted in Figure 3-16.
The important features of this technology are listed 
below:
- A combination of partial condensation and 
distillation is utilized for CO
2
 separation from the 
other components
- The non-condensed gases are recycled through a 
membrane system to recover H
2
 and CO
2
 
- Over 98% CO
2
 recovery is possible
- Additional (13 to 20%) H
2
 production can be 
achieved with the same amount of SMR feed i.e. 
natural gas. The credit of the additional H
2
/ 
savings in natural gas consumption for the 
production of the same quantity of hydrogen (as 
the case may be) reduces the overall cost of 
carbon capture
- The residual gas is utilized as a fuel for the 
reformer (SMR)
-  It is possible to produce food-grade CO
2
 by adding
  a step of catalytic bed purification to destroy all 
the remaining hydrocarbons and alcohols
-  Lower area footprint is required compared to 
amine-based systems
3.2.3.2 UOP’s Ortloff Dual Refrigerant CO
2
 
Fractionation (DRCF)
-  The Ortloff Dual Refrigerant CO
2
 Fractionation 
(DRCF) technology is similar to Air Liquide’s 
Cryocap
TM
 technology. Some of the key features 
include:
-  Recovery of CO
2
 in the liquid state
-  Low energy consumption due to liquid state 
separation (no need to solidify CO
2
)
-  Additional recovery is possible from the residue 
gas stream by coupling DRCF with a physical 
solvent like Selexol™ or membranes
-  Lower area footprint than amine-based systems
83
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Overview of CO
2
 Capture & Utilization Technologies 3.3 R&D in Direct Air Capture
DAC directly captures dilute CO
2
 ( 415 ppm) from the 
air, and may also emerge as a form of carbon capture, 
as it has wide applicability and is independent of the 
source and concentration of the emission stream. DAC 
is still in its early stages and the economics (present 
cost of DAC is estimated to range between US$ 
400-800/tonne of CO
2
) and scale of operations are 
yet to be established. Given the wide applicability of 
DAC as also the opportunity to remove CO
2
 stock from 
the atmosphere, it is important from a policy 
perspective to support R&D in DAC technologies.
3.4 Microalgae Based Carbon Capture
Microalgae cultivation has piqued the curiosity of the  research community for its application in the field of  carbon sequestration and further production of various  value-added products such as renewable biofuels,  bio-fertilizers, bioactive substances, etc. They utilize  the sparsely concentrated CO
2
 from the atmosphere 
via Carbon Concentrating Mechanism (CCM) thus are well qualified for CO
2
 capture from a more 
concentrated stream of flue gas. These can be cultivated in saline water systems as well and do not compete with food crops for arable land for cultivation. Due to the faster growth cycle of these microalgae, they can typically entrap 10-50 times more CO
2
 
compared to terrestrial plants. They can also deacidify the seawater or wastewater used for their cultivation. Owing to these factors, microalgae have been studied for carbon capture and sequestration by several researchers as well as industries around the globe.
The basic philosophy behind the process of carbon 
capture by microalgae is the use of CO
2
 as a nutrient 
for the cultivation of microalgae. The selected strains 
of microalgae can be cultivated in ponds or 
vertical/horizontal photo-bioreactors. The flue gas 
stream after removal of traces of heavy metals and 
other harmful components can be mixed in the 
ponds/photo-bioreactors, cultivating selected strains 
of microalgae. The CO
2
 will be absorbed by the 
microalgae and the resulting gas will leave the 
cultivation system. Selection of appropriate strain of 
algae and maintaining its growth condition is critical 
to this process of carbon capture. 
The technology is in its nascent stages, with a 
majority of tests being performed at lab and pilot 
scales. The capture rate would vary with the climatic 
conditions, location, algae strain, and other relevant 
parameters. A demonstration was performed at 
NALCO’s coal-based captive power plant facility in 
Angul, Odisha in 2017, where algal productivity of 20 
tons ac
-1
 year
-1
 was achieved, leading to a carbon 
sequestration capacity of 32 tons ac
-1
 year
-1
. A 
simulation based study was also carried out for 
simulation of algal productivity techno-economic 
feasibility study for Odisha Power Generation 
Corporation Limited (OPGC)’s coal-based power plant 
in Jharsuguda, led by P. Balasubramanian et al. (2019). 
The maximum average algal productivity achieved in 
the biophysical model on MATLAB was 111.39 Kg ha
-1
 d
-1
 
enabling CO
2
 sequestration of 147.03 Kg ha
-1
 d
-1
. This 
translates to the sequestration figure of 1.32 Kg CO
2
/ 
Kg algal biomass produced in one hectare in a day. 
The maximum growth varied each month with the 
highest growth being observed in the month of 
February. The techno-economic modelling was 
performed in SuperPro Designer. The study revealed 
that the production cost came out to be US$ 
58.41/metric tonne of algal biomass. The algal paste 
could further be sold as a fertilizer which would lead 
to an evaluated revenue generation. The technology 
needs to further develop in both upstream (cultivation 
and harvesting) and downstream (value added 
products synthesis) stages for commercialization.
84
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Overview of CO
2
 Capture & Utilization Technologies Summary of the CO
2
 capture technology types and 
applicability to carbon capture:
- Chemical solvent-based CO
2
 capture 
technologies: Preferred when dealing with gas 
streams that are lean in CO
2
 and have relatively 
lower pressures, such as flue gases. The cost and 
availability of steam is also a key factor as 
regenerating the solvent requires large quantities 
of steam. 
- Physical solvent-based CO
2
 capture 
technologies: These work well on gas streams 
with relatively higher CO
2
 concentration and 
pressure. 
- Adsorption-based CO
2
 capture: They are suitable 
for pre-combustion capture, where the gas stream 
has high pressure and a high CO
2
 concentration. 
- Cryogenic CO
2
 capture: Preferred in cases where 
the cost of power is low. This technology also  
provides a unique advantage of generating
  additional hydrogen without increasing the 
amount of feedstock (natural gas)/ producing the 
same quantity of hydrogen with lower natural gas 
consumption.
The applicability of the various CO
2
 capture 
technologies viz., physical solvent, chemical solvent, 
adsorption and cryogenic, depends on the project 
objectives and the project-specific and gas stream 
characteristics, including:
- CO
2
 capture volumes targeted/desired
- CO
2
 end usages and CO
2
 purity required
- Source gas characteristics (CO
2
 concentration, 
pressure and volumes)
- Availability and cost of utilities such as steam, 
power, water, fuel, etc.
- Plot availability and space constraints 
3.5 Comparative Analysis of Various CO
2
Capture Technologies
Table 3-2: Comparative Analysis of Various Classes of CO
2
 Capture Technologies
Chemical 
Solvent
• Chemical reaction between 
CO
2
 and solvent
• Governed by rate kinetics 
& thermodynamics
• High absorption at low 
partial pressure of CO
2
• Selective capture and 
high purity CO
2
 product
High energy (steam) 
requirements for 
solvent regeneration
• BASF / OASE®
• ICE-21, ICE-31
• KS-1
TM
, KS-21
TM
• UCARSOL
TM
• CAP
Physical 
Solvent
• Absorption due to CO
2
 
solubility in the solvent
• Governed by Henry’s Law
• Suitable for gas streams 
with high partial 
pressure of CO
2
• Regeneration through 
low temperature flashing 
or pressure reduction
• High absorption capacity 
& lower solvent 
recirculation rates
• Low energy efficiency
for low partial 
pressure of CO
2
• High compression 
requirement  for low 
pressure feed gas
• H
2
S often absorbed 
more effectively than 
CO
2
• Rectisol
TM
• Selexol
TM
Adsorption • Selective adsorption due 
to difference in diffusivity 
& heat of adsorption
• Governed by pressure 
change
• Selective capture 
• Can be performed at 
normal temperatures 
• Batch process
• Complex pressure
balancing 
management system
• High electrical energy
consumption
• PSA
• VSA
• TSACryogenic 
Separation
• Low-temperature 
separation through 
liquefaction
• Governed by temperature 
change
• Selective capture and 
high purity CO
2
 
• Liquefied CO
2
 product
• Food grade CO
2
• Almost no steam 
consumption
• Low area footprint
• High energy
requirement
• High operating
pressure
• Cryocap
TM
• Ortloff Dual 
Refrigerant CO
2
 
Fractionation 
(DRCF)
ProcessWorking PrincipleAdvantagesLimitations Examples
85
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Overview of CO
2
 Capture & Utilization Technologies 3.7 CO
2
Capture Cost Across Processes/Industries
The capital cost and cash costs of carbon capture 
depends on CO
2
 source characteristics (pressure & 
CO
2
 concentration), capture technology, power & 
steam sourcing costs. Given the trajectory of growing 
CO
2
 emissions in India and the nascent stage of CCUS 
in India, it is envisioned that by 2030, at least one 
demonstration scale project carbon capture should be 
implemented in each of the identified sectors. 
The estimated CO
2
 capture cost curve for demo scale 
carbon capture projects in each sector is shown in 
Figure 3-18. This curve is based on the CO
2
 capture 
potential in each sector, and the typical costs for 
carbon capture projects, considering Indian costs and 
conditions. Since the CO
2
 source characteristics are 
generally process-driven, the typical capture cost of 
CO
2
 (including cash costs & capital charges) has been 
estimated for a reference plant size for each sector. 
CO
2
 delivery from the plant gate has been assumed at 
100 bar (a) for each case. 
CO
2
 capture cost is the lowest for the gasification 
process, as carbon capture is already integrated 
within the process. So, an additional cost of around 
Rs. 400/tonne of CO
2
 is estimated for polishing and 
compression of the CO
2
 stream. The capture costs for 
other production processes like SMR-based H
2
 
production, iron & steel, cement, etc. include the costs 
for gas processing, carbon capture, and compression 
and are hence higher. Since CO
2
 concentration is the 
lowest for coal-based power plants, the capture cost is 
the highest out of all major industries.
86
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Overview of CO
2
 Capture & Utilization Technologies
Cement
Production
Iron & Steel
Production
Waste to
Energy
Power
Generation
Natural Gas

Power
Generation
Coal

Hydrogen
Production in
Refinery

Chemical
Production
(Others)

Ethanol
Production
Fertisliser
Production
Natural Gas
Processing
Applications19722010201520202025

1.0 Mtpa OF C00.2 Mtpa OF C05.0 Mtpa OF C0
Size of the circle is
proportionate to the capture
capacity of the facility.
Chart indicates the primary
industry type of each facility
among various options.
IN OPERATION
IN CONSTRUCTION
ADVANCED DEVELOPMENT











3.6 Summary of Major Large Scale Carbon Capture
Commercial Projects
BREVIK NORCEM
ABU DHABI
CCS 1
SHUTE
CREEK
TERRELLABU DHABI
CCS 2
UTHMANIYAH
GORGON
QATAR LNG CCS
CNPC JILIN
SLEIPNER SNØHVITLOST CABIN
PETROBRAS
SANTOS
CENTU RY
PLANT
SANTOS
COOPER
BASIN
CORE ENERGY
ENID FERTILISERWABASH
COFFFEYVILLE
PCS NITROGEN
ACTL NUTRIEN
GREAT
PLAINS
SINOPEC QILU
YANCHANG
LAKE
CHARLES
KARAMAY DUNHUA
SINOPEC
ZHONGYUAN
ILLINOIS INDUSTRIALBONANZA BIOENERGYARKALON
QUEST
BOUNDARY DAM
PETRA NOVA
PRAIRIE
STATE
SAN
JUAN
GERALD
GENTLEMAN
PROJECT
TUNDRA
CAL CAPTURE
MUSTANG STATION
PLANT DANIEL
FORTUM OSLO VARME ZEROS
ACTL
STURGEON
AIR PRODUCTS
SMR
Source: Global Status of CCS 2020 Report
Figure 3-17: Summary of Major Large Scale Carbon Capture Commercial Projects Figure 3-18: Cost Curve for CO
2
 Capture Across Processes/Industries 
1000
0
400
4100
0123456789101112
mtpa
2000
3000
4000
5000
6000
Gasification based productSMR based H
2
Cement Iron & SteelCoal based power Refinery & Chemical
Note: The CO
2
 capture costs depicted above include costs for capture, conditioning and compression to 100 bar (a) and the amortized capital costs
Figure 3-19:  Possible CO
2
 Utilization Pathways
3.8 Overview of CO
2
Utilization Technologies
Thways for utilization of the captured CO
2
 are 
primarily EOR, green urea production (conversion of 
green ammonia to green urea using the captured CO
2
) 
and utilization of CO
2
 in food & beverage applications.
With the rising interest in CCUS as a decarbonization 
solution across industries, there is also a need to look 
at the CO
2
 utilization pathways and technologies that 
CO
2
EOR Green Urea F&B usage
Building MaterialChemicals Polymers
Proven Technologies
New Technologies
CaCO
3
CaCO
3
CaCO
3
87
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Overview of CO
2
 Capture & Utilization Technologies
are most appropriate for India. The possible CO
2
 
utilization pathways are illustrated in Figure 3-19. (i)  Enhanced Oil Recovery (EOR): Using CO
2
 for EOR 
has been successfully carried out for decades to 
produce low-carbon oil from maturing oil fields in 
North America and other geographies. With Indian 
oil fields progressing towards their maturity, CO
2
 
EOR can play an important role in residual oil 
extraction that is environmentally sustainable and 
economically feasible. 
(ii)  Green urea: Urea production from green ammonia 
can utilize a significant part of CO
2
. India’s current 
production of ammonia and urea is primarily 
based on imported LNG. So, renewable 
energy-based ammonia can replace conventional 
ammonia production with an increased scale of 
renewables and a competitive cost of green 
hydrogen production. While renewable-based 
hydrogen is still in a nascent stage in India, the 
new green hydrogen policy will boost electrolysis 
based hydrogen production in the near future. 
(iii) F&B applications: The utilization of CO
2
 in F&B is 
in applications such as carbonated drinks, dry ice, 
and modified atmosphere packing; however,
  the scales are quite small compared to the volume 
of CO
2
 generation/emissions.
Additionally, there are other promising propositions 
for the utilization of CO
2
. The relatively matured CO
2
 
utilization pathways are:
(i)  Building material (concrete and aggregates): A 
high-level review of the new technologies 
indicates that utilizing CO
2
 for producing building 
materials (aggregates and concretes) is likely to 
be the most attractive and feasible option. There 
is a large market for aggregates and concrete in a 
developing country like India. CO
2
 can be used 
both during concrete curing and aggregate 
formation. Since CO
2
 is injected in a liquid state 
without any conversion, relatively little energy is 
consumed. Moreover, large volumes of alternative 
feedstock, such as steelmaking slag, are available 
sources of CaO/MgO which can be utilized to 
produce synthetic aggregates. The simplified 
schematic for the CO
2
 mineralization process has 
been illustrated in Figure 3-20.
(ii)  Chemicals (methanol and ethanol): The 
production of chemicals such as methanol and 
ethanol from CO
2
 have been proven at commercial 
scales by various companies around the world. India 
has ambitious plans for increasing indigenous 
methanol production capacity and to that extent, 
the NITI Aayog has also launched ‘Methanol 
Economy’ programme. Methanol is a low carbon 
hydrogen carrier fuel that can support
  applications like fuel substitution, as well as an 
intermediate for the production of various 
speciality chemicals like acetic acid, MTBE, DME, 
and formaldehyde which produce essential 
products like adhesives, foams, plywood subfloors 
etc. Thus, the proposed methanol economy 
programme would not only bring down the crude oil 
import bill and GHG emissions but also can establish 
a billion-dollar methanol based                economy.
Figure 3-20: A Simplified Schematic of CO
2
 Mineralization Process
Carbon
Mineralization
CO
2
 Source
CaO & MgO from
waste concrete
Concrete for
new applications
vkREkfuHkZj
88
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Overview of CO
2
 Capture & Utilization Technologies  CO
2
 hydrogenation process is used to convert the 
captured CO
2
 into methanol. The typical 
schematic for the CO
2
 hydrogenation process 
along with integration with the carbon capture 
unit has been illustrated in Figure 3-21. The 
hydrogenation reaction takes place in the 
presence of a suitable catalyst.
  The major challenges to this technology include 
sourcing raw materials (H
2
, CO and CO
2
), their 
capture and conditioning, sourcing clean power 
for operations, and the conversion process. Some 
technology suppliers in this field are Carbon 
Recycling International (CRI), Thyssenkrupp and 
Mitsui Chemical.
  The Government has also set out a target for 20% 
Ethanol Blend Petrol (EBP) by 2030. Ethanol can 
be produced by ethylene hydration or biological 
processes like using H
2
, CO and CO
2
 by biological 
gas fermentation process. Recently, Twelve (a 
carbon transformation company) and LanzaTech 
(a biotechnology company) have announced a 
research and development partnership for CO
2
 to 
ethanol conversion that would eventually aid in 
scaling up the process to the commercial level. In 
2021, LanzaTech and Twelve had also announced 
plans to develop propylene from CO
2
.
 
  Conversion of CO
2
 to methanol and ethanol 
present attractive opportunities for India. Apart 
from obvious advantages like reduction in oil 
import bill and GHG emissions, it would also give 
boost to commodity production in the country and 
thus contribute to economic development and job 
creation.
(iii) Polymers (including bio-plastics): The conversion 
of CO
2
 to polymers presents another possible CO
2
 
utilization route. Various kinds of polymers, such 
as polyether carbonates, polycarbonates, diphenyl 
carbonate, cyclic carbonates etc. have been 
manufactured globally at different scales. 
However, the polymer product named AirCarbon, 
produced by the company named Newlight, has 
found multiple applications (laptop packaging, cell 
phone casings, furniture, etc.). 
The development of new utilization technologies and 
pathways would enable a circular carbon economy in 
the country. The need of the hour is to support 
research development and demonstration (RD&D) of 
such technologies to establish their viability and aid 
them in commercialization. The following table 
summarizes the products, technologies and 
production scales based on the new technologies for 
CO
2
 utilization.
Figure 3-21: Typical Schematic for the CO
2
 Hydrogenation Process
along with Integration with Carbon Capture Unit
Gas Processing &
Boosting Station
CO
2
 Capture Unit
CO
2
 to Methanol Unit
Electrolysis based H
2
Generation Unit
Pure CO
2
MethanolHydrogen
CO
2
 Sources
89
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Overview of CO
2
 Capture & Utilization Technologies Table 3-3: Various CO
2
 Utilization Pathways
Building 
materials
Concrete San Francisco Bay 
Aggregates LLC, USA
Blue Planet33 ktpa (Phase-I)
Product Sub-category Project &
Location
Technology
Provider
14 ktpa (Phase-I)
Concrete Thomas Concrete, USA CarbonCure 
Technologies
1.8 million yd
3
4500 tpa (across its 
US operations)
Lightweight 
construction 
aggregates
AVR’s Energy from 
waste plant, Duiven, 
Netherlands
Carbon8 Systems 100 tonnes of 
building product 
(pilot level)
-
Concrete bricks Ghent Footpath 
Construction, Belgium
Carbstone Innovation Unknown1 m
3
 of carbstone 
bricks stores a net 
350 kg of CO
2
Concrete Masonry 
Unit (CMU)
-CarbicreteUnknown3 kg CO
2
 removed 
per CMU
Chemicals Methanol Shunli CO
2
 -to-Methanol 
plant, China
Carbon Recycling International (CRI)
110,000 tpa 150,000 tpa
Methanol George Olah Renewable Methanol plant, Iceland
Carbon Recycling International (CRI)
4000 tpa  5500 tpa
Polymers Bio-plastics 
(AirCarbon)
• Dell Latitude series 
laptop packaging
• Sprint cell phone cases
• KI plastic chair 
components
Newlight> 23 ktpa Unknown
Polyether 
carbonate
Cardyon mattresses, 
Germany
Covestro10 ktpaMattresses formed 
of 20 % CO
2
Methanol ThyssenKrupp 
Duisburg Steel Plant, 
Germany
ThyssenKrupp UnknownUnknown
EthanolBeijing Shougang 
LanzaTech New 
Energy, China
LanzaTech60 kt (since May 
2018)
100 kt CO
2
(since May 2018)
EthanolSteelanol, 
ArcelorMittal, Belgium
LanzaTech80 million litres of 
bio ethanol (aim)
~1.5 mtpa CO
2
 
(aimed)
Quantity of
CO
2
 utilized
Production
Capacity
3.9 Promoting the Adoption of CCUS Technologies in India
The envisaged CCUS policy needs to adopt a 
multi-pronged approach to promote the adoption of 
CCUS technologies in India. The key elements of the 
approach need to incentivize the following:
i)  Technology transfer: Carbon capture, CO
2
 
sequestration and CO
2
 EOR technologies are 
already demonstrated at commercial scale in 
different parts of the world and particularly in the 
US for nearly 50 years. Hence the focus for
  India should be on technology transfer, 
assimilation and adoption of such proven 
technologies (TRL 8 and 9), rather than 
reinventing the wheel. This would reduce the 
technology risks, operational risks and costs for 
CCUS projects in India. Pre-combustion and 
post-combustion carbon capture technologies 
(whether solvent, adsorption or cryogenic based) 
are deployed in commercial scale projects and  
available from multiple technology providers. 
90
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Overview of CO
2
 Capture & Utilization Technologies  The modalities of the technology transfer could 
be international collaboration between the 
suppliers of commercially proven carbon capture 
technologies and premier Indian engineering 
consultants for the development and engineering 
of the Process Development Package and 
subsequent fabrication & manufacturing of 
equipment at Indian manufacturing plants, 
leading to implementation of successful 
demonstration projects. The collaborating model 
needs to build in considerations of IP rights 
transfer/use mechanisms, manufacturing 
capability and quality, and performance fidelity of 
operations for transferred technology through
  EPC implementation in India. The project 
structure can also be in the form of a consortium 
of partners with shared incentives to support the 
technology transfer and technology suppliers as 
part of the project consortium. This will drive the 
incentive to successfully transfer technology 
while retaining control of the IP of the originating 
technology partner. This will eventually support 
the Make-in-India programme, enable 
technology/IP exports from the originating 
country, will be less expensive, reduce equipment 
imports and increase domestic expertise in India. 
  Government funding for demonstration projects 
should be through stage gates, with the project 
partners also contributing to the cost share of the 
project, typically in the form of in-kind 
contributions. This kind of model has been 
successfully implemented by the US DOE for  
funding carbon capture projects in the US, 
primarily in the NG based power generation and 
more recently in other hard to abate industrial 
sectors. The typical stage gates could be project 
conceptualization & Pre-FEED, FEED and 
demonstration of the project, with outputs and 
parameters being defined at each stage, based on 
which the funding decision for the subsequent 
stage is made. A staged approach will also help in 
developing and detailing the potential technology 
transfer model, as the details of technology and 
engineering dependencies across the project life 
cycle become better defined. It will be necessary 
to clearly delineate the technology interfaces so 
that once the project is implemented, the 
technology performance responsibilities can be 
assured across the parties.
ii)   Promoting R&D in novel technologies: While 
carbon capture technologies and technologies for 
CO
2
 EOR and sequestration are well developed 
and implemented at a commercial scale, 
technologies for the utilization of CO
2
 are 
relatively less developed. Even the relatively 
more developed technologies for CO
2
 utilization 
such as CO
2
 to methanol and CO
2
 to aggregates 
are at TRL levels of 4-5 and 6-7 only respectively. 
Other promising technology propositions such as 
CO
2
 to synthetic fuels, polymers and novel 
materials like carbon nano tubes are even further 
behind on the technology development and 
deployment curve.
  There is an opportunity to engage with such 
technology suppliers for deploying these proven 
technologies in demonstration scale projects 
across different industries, viz. coal-based power, 
steel, cement, refining & petrochemicals.
  The Government of India, through its Department 
of Science and Technology, may fund such CCUS  
demonstration projects, with the twin objectives 
of promoting CCUS projects at demonstration 
scale, as well as to initiate the process of 
technology transfer, based on Intellectual 
Property (IP) use and transfer. The key steps in 
the technology transfer transfer process, 
ultimately leading to manufacturing leadership is 
demonstrated in Figure 3-22 below.
Figure 3-22: Systematic Indigenization of
Technology through Technology Transfer
4
3
5
2
1
Start up again with
new technology
Turn into
manufacturing
leaders
Scale
implementation
Indigenize
technology
Full localisation
& ToT
First of a kind
partial ToT
License &
transfer programme
91
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Overview of CO
2
 Capture & Utilization Technologies Figure 3-23: Promising CO
2
 Utilization Technology Propositions
MethanolAggregateNovel MaterialsFuel Polymers
CaCO
3
CaCO
3
CaCO
3
TRL 4-5TRL 6-7TRL 4-5 TRL 3-4TRL 3-4
 The Government of India should support and 
promote an ecosystem that promotes and fosters 
R&D and innovation in the development of CO
2
 
utilization technologies and also develops new 
products & applications based on the utilization of 
the captured CO
2
. The other technology areas to 
support could be the relatively nascent oxy-fuel 
combustion, membrane, microbial & algae-based 
CO
2
 capture technologies and calcium looping, 
which potentially could have a role to play in 
India’s net zero and clean energy transition 
journey. Similarly, in the area of capture 
technologies, the Government’s policy incentives 
should encourage R&D in DAC as a possible 
future option.
 
  These developments are mutli-faceted and across 
different applications, viz. the development of 
CO
2
 to materials, carbon injection, new CO
2
 
capture technologies etc. and many of the 
developments are also happening in India through 
international collaborations and support, such as 
at the National Centre of Excellence in Carbon 
Capture and Utilization at IIT Bombay. It is 
difficult to pronounce a verdict on the developing 
technologies as innovation and technology 
development follow their own trajectory. 
Therefore there is a need to fund, foster and 
incubate an innovation-based ecosystem, both 
through national centers of excellence such as 
the IIT Bombay as well as jointly fund pilot-scale 
projects with private sector participation.
iii)  Private sector participation: Private sector 
participation is quintessential to promote the 
transfer and commercialization of existing CCUS
  technologies and also push the envelope for the
  development of new and emerging technologies 
in both capture and utilization. One need not look 
further than the US DOE or the Build Back 
Greener programme of the UK Government 
regarding the institutional frameworks created 
for leveraging private investments in clean 
energy and CCUS technology and project 
development. Early investment and signalling 
through public/government funding, long term 
policies to incentivize & de-risk CCUS projects and 
viable CCUS business models and value chains 
are needed to encourage and leverage private 
investment and participation in the development 
of CCUS technologies and projects. While the 
funding provided by the US DOE for the 
development of novel technologies and projects 
in CCUS is well known, recently the UK 
Infrastructure Bank has been set-up for 
promoting the development of new clean energy 
technologies, particularly for scaling early-stage 
technologies beyond the R&D phase, where 
typically more Government support is required. 
The Bank has initial funding of £12 billion and 
seeks to pull in private investment to accelerate 
the net-zero transition in the UK. Similarly in 
India, governmental institutional frameworks and 
grants are needed to strategically support new 
and emerging CCUS technologies, as well as CCUS 
projects. This will lower the risk for private sector 
participation and investment, as CCUS scales up 
and moves to the commercial scale in India. Given 
the nascent stage of CCUS in India, the 
Government would need to support the full 
project/funding cycle, from emerging 
technologies to part-funding actual CCUS 
implementations and projects.
92
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Overview of CO
2
 Capture & Utilization Technologies Chapter 4
Potential for CO
2

Storage in India 4.1 Introduction
4.2 CO
2
Storage Options
The end use of the captured CO
2
 can be either 
utilization or permanent storage. Utilization can be 
done in various areas such as urea manufacturing, 
conversion to other chemicals (methane, methanol, 
ethanol), and evolving applications like aggregates. An 
alternative is the permanent storage of the captured 
CO
2
 in deep underground geological reservoirs like 
depleted oil and gas reservoirs (for enhanced oil 
production or EOR), deep saline aquifers, and in 
basaltic rock formations.
For carbon capture at scale, it is important to estimate 
the CO
2
 storage capacity in the geological formations 
in the Indian subcontinent. This section focuses on the 
potential CO
2
 storage capacities in India for utilization 
pathways such as EOR (Enhanced Oil Recovery) & 
ECBMR (Enhanced Coal Bed Methane Recovery) and 
permanent storage options like saline aquifers & 
basaltic storage. In India, exploration activities have 
been performed with hydrocarbon extraction as the 
primary target and not CO
2
 storage. Thus, the values 
are theoretical capacities derived from hydrocarbon 
exploration data available in the public domain. 
In-depth and detailed studies are required for more 
accurate CO
2 
storage capacity estimation.
4.2.1 Enhanced Oil Recovery (EOR)
Oil recovery techniques can be categorized as 
primary, secondary, and tertiary recovery techniques. 
Primary techniques rely on natural reservoir pressure 
and the use of pumps to bring oil to the surface, but 
the recovery is only about 10%. The secondary 
techniques involve the injection of water or gas in the 
reservoir to drive the oil to the production wellbores. 
This helps in the recovery of 20-40% of the original 
oil in place. To further improve the production 
performance of wells, tertiary techniques are used. 
Figure 4-1: Working of CO
2
 EOR
94
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Potential for CO
2
 Storage in India Tertiary techniques of recovery include thermal 
recovery (steam injection), gas injection (CO
2
 
injection), and chemical injection (use of polymers or 
surfactants). These help in the production of 30-60% 
of the original oil in place.
Injection of CO
2
 for EOR has been studied and applied 
for years, especially in North America. CO
2
 is 
miscible with crude oil which helps in recovering oil 
not possible by secondary methods. This also 
helps in permanently storing CO
2
 in oil reservoirs, 
thus making CO
2
 EOR a sustainable option for 
abating CO
2
. 
In CO
2
 EOR, compressed CO
2
 is injected into the 
reservoir. At high densities, CO
2
 is readily miscible 
with oil. It swells the oil and reduces its viscosity, 
thereby driving it away from rock formations and 
towards the production wells. A minimum pressure is 
required for CO
2
 and oil to be miscible. To prevent 
lower viscosity CO
2
 from escaping the reservoir, water 
and CO
2
 are injected alternatively.
4.2.2 Enhanced Coal Bed Methane
Recovery (ECBMR)
Coal bed methane (CBM) can be produced from coal 
seams and can contribute to the energy security of 
India. In ECBMR, CO
2
 is injected into unmineable coal 
seams under supercritical conditions. The CO
2
 injected 
is accumulated in the coal cleats in a dense gas phase. 
This CO
2
 is adsorbed and absorbed in the coal. Since 
CO
2
 has a higher affinity for coal than CBM, it pushes 
the coal bed methane towards production wells, thus 
enhancing its primary recovery. Similar to CO
2
 EOR, 
ECBMR can help in permanently storing CO
2
 and the 
recovered methane can also help offset the cost of 
carbon capture. This can be a viable option for thermal 
power plants as many large coal based power plants 
are located near coalfields. Figure 4-2 gives a pictorial 
representation of the ECBMR process.
Several pilot tests for ECBMR have been performed 
across the world, but there is no commercial-scale 
ECBMR plant (Mazzotti, Pini, & Storti, 2009). Thus, 
further R&D is required before commercial deployment. 
Figure 4-2: Working of CO
2
 ECBMR
95
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Potential for CO
2
 Storage in India 4.2.3 Storage in Deep Saline Aquifers
Captured CO
2
 can be permanently stored in deep 
saline aquifers. Unlike EOR and ECBMR, injection of 
CO
2
 in deep saline aquifers has no economic benefit. 
Deep saline aquifers are spread across very large 
areas and thus have the potential to store very large 
quantities of CO
2
. 
Deep saline aquifers consist of porous rock formation 
that contains high quantities of unusable saltwater. 
The salt/mineral content is very high in this water 
rendering it unusable for human use. The brine water 
is called formation liquid and it is trapped by an 
impermeable rock called the caprock. 
Supercritical CO
2
 can be injected into the saline 
aquifers. Brine water has a higher density compared 
to the injected CO
2
; thus, CO
2
 rises towards the 
caprock and is trapped in the saline aquifer. This is 
also termed structural/ stratigraphic trapping. While 
injecting, some CO
2
 might occupy the pore spaces by 
displacing the previously present fluid. This is known 
as residual trapping. Some of the injected CO
2
 also 
dissolves in the brine. This mixture is denser than the 
surrounding brine and thus settles down. This is called 
solubility trapping. CO
2
 dissolves in water to form a 
weak carbonic acid that can react with minerals over 
time to form solid carbonate minerals. This process is 
termed mineral trapping. 
4.2.4 CO
2
Storage in Basalts
Recently studies have been carried out to learn about 
the CO
2
 storage potential of basaltic rocks. Basaltic 
rock constitutes divalent cations of Ca, Mg, and Fe. 
They can react with the CO
2
 dissolved in water to form 
stable carbonate minerals and thus can offer a safe 
CO
2
 sequestration method for an extended period. 
Compared to mineralization in saline aquifers, basalt 
rocks offer faster reaction kinetics due to the 
abundance of iron, calcium, and magnesium oxides. 
The abundance of basalts on the earth’s surface is 
also a reason for the rising interest in CO
2
 storage 
research and development programmes in basalts. 
According to calculations done by researchers, the 
global CO
2
 storage capacity of basalts is estimated to 
be around 8000-41000 Gt of CO
2
 (Vikram, 
Yashvardhan, Debanjan, & Dhananjayan, 2021).
4.3 Capacity Assessment
for CO
2
Storage
Based on secondary research, the estimated CO
2
 
storage capacity of India for each of the options 
discussed above has been presented in this section. 
Due to the absence of high-level data focused on CO
2
 
storage, all the capacities presented here are 
theoretical calculations and estimations. Further work 
is required to acquire real-time storage data for these 
options.
Currently, initial storage assessment is being carried 
out in India. These are focused on the feasibility of 
CO
2
 EOR through seismic, geomechanical, and 
reservoir studies based on initial surveys by ONGC. 
Research on the possibility of CO
2
 storage in saline 
aquifers and basalts, predicting and monitoring of CO
2
 
plume by seismic methods has also been done by 
some authors. The Technology Information, 
Forecasting, and Assessment Council (TIFAC), Govt of 
India, has identified CO
2
 EOR and ECBMR as the two 
immediate pathways for CO
2
 sequestration in India 
(TIFAC, 2018). However, there are no elaborate or 
dedicated geological, geomechanical or seismic 
studies ‘focused’ on country-wide CO
2
 storage.
4.3.1 CO
2
EOR Storage Capacity Assessment
India has a total of 26 sedimentary basins. The 
Directorate General of Hydrocarbon’s (DGH) 2020 
India Hydrocarbon Outlook report divides these basins 
into three categories, namely category I, category II, 
and category III basins. 
Category I basins are the ones where commercial oil & 
gas exploration and production activities are ongoing. 
There are 7 basins in category I. Extensive data for 
these basins are available due to the exploratory 
efforts of oil and gas companies. However, these 
basins have not been explored with the intention of 
CO
2
 storage. Thus, the data of in-place hydrocarbon 
resources and Ultimate Recoverable Reserves (URR) 
provided by DGH in the recent exploration assessment 
has been used with a suitable Recovery Factor for 
EOR (RF
EOR
 = 10%) to calculate the total pore volume. 
A conversion factor of 1.165 is used to convert the 
values of MMTOE to Mm
3
. This pore volume is used 
along with the formation volume factor (B
0
) and CO
2
 
96
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Potential for CO
2
 Storage in India Table 4-1: CO
2
 EOR Storage Capacity Estimates
density at reservoir conditions to calculate the 
quantity of CO
2
 that can be stored in a particular 
basin. The calculation formulae in equations (1) and (2) 
are used.
V = URR + (OOIP x RF
EOR
)   (1)
M = V B
0
 ρ
CO2
    (2)
The theoretical capacity estimates of the seven 
category I basins have been listed in Table 4-1.
Basin Storage Capacity 
 (mt CO
2
)
Krishna-Godavari 658.69
Mumbai 1597.24
Assam shelf 667.48
Rajasthan 312.52
Cauvery 99.50
Assam-Arakan 67.01
Cambay 657.25
Total 3402.43
Thus, a total of 3.4 Gt of theoretical storage capacity 
is estimated to be available for EOR. The Bengal basin 
has also started producing oil in late 2020, but it has 
been excluded due to the lack of availability of data 
about the reserves. The CO
2
 EOR capacities are 
expected to increase as more basins are explored for 
hydrocarbon production.
4.3.2 CO
2
ECBMR Storage Capacity Assessment
Indian coal reserves mostly comprise anthracite and 
bituminous coal, spread across the Gondwana basin 
and scattered in some parts of north-eastern India. 
These coalfields are rich in CBM, and the CH
4
 to CO
2
 
ratio may vary in the range of 1:2 to 1:3. Since several 
large-scale thermal power plants are located near 
coal fields, ECBMR presents a promising opportunity 
for CO
2
 utilization and storage. 
Information about several parameters is required for 
a high-level estimation of the CO
2
 storage capacity in 
coal reserves. Since it is difficult to get information 
about each of these parameters, a few empirical 
equations have been used to calculate the storage 
capacity. In the referred work (Vikram, Yashvardhan, 
Debanjan, & Dhananjayan, 2021), four equations, given 
by Kim, Ryan, Mavor, and Langmuir, were used to 
estimate the volume of methane (VGas) present in the 
coal formations. This volume thus calculated indicates 
the amount of CO
2
 that can be stored in the coal 
formations using equation (3).
Q
CO2
 = 3V
Gas
 x Q
coal
 x ρ
CO2
   (3)
Q
CO2
 is the quantity of CO
2
 adsorbed in the coal seam, 
Q
coal
 is the quantity of coal resources and ρ
CO2
 is the 
density of CO
2
 at coal formation depths. The 
calculations according to the formula of Kim and 
Langmuir get results close to each other and are 
considered as appropriate estimations in this study. 
Kim’s formula considers the coal properties and depth 
of reserve, while Langmuir’s formula relies on 
sorption properties. Mavor’s formula was found to be 
the simplest as it only took ash and moisture content 
into account. Ryan’s formula is dependent on vitrinite 
reflectance. Based on the above analysis, the results 
for each coalfield have been tabulated in Table 4-2. 
97
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Potential for CO
2
 Storage in India Table 4-2: CO
2
 ECBMR Storage Capacity Estimates
Coalfield Kim  Ryan  Mavor Langmuir
 (Gt CO
2
)  (Gt CO
2
)  (Gt CO
2
)  (Gt CO
2
)
Bokaro 0.28  0.32  0.30 0.20
North Karanpura  0.28  0.38  0.35 0.21
Raniganj 0.50  0.59  0.44 0.52
Sohagpur 0.09  0.16  0.19 0.07
Sonhat 0.03  0.06  0.07 0.03
South Karanpura  0.08  0.16  0.13 0.11
Wardha Valley  0.06  0.15  0.15 0.09
Birbhum 0.08 0.14 0.11 0.10
Godavari 0.23  0.53  0.50 0.32
Mand–Raigarh  0.25  0.60  0.53 0.35
Rajmahal 0.16  0.30 0.31 0.13
Singrauli 0.10  0.26  0.29 0.10
Tatapani–Ramkola  0.05  0.08  0.07 0.05
Ib river 0.17  0.41  0.34 0.19
Talcher 0.32  0.80 0.61 0.41
Makum 0.01  0.01  0.01 0.00
Jharia 0.47  0.55  0.41 0.51
Ramgarh 0.01  0.03  0.04 0.01
Auranga 0.02  0.06  0.07 0.03
Hutar 0.00  0.00 0.01 0.00
Daltonganj 0.00  0.00  0.00 0.00
Deogarh 0.00  0.01  0.01 0.00
Johilla 0.00  0.00 0.01 0.00
Pench–Kanhan  0.03  0.06  0.07 0.02
Pathakhera 0.01  0.01  0.01 0.00
Singrauli 0.09  0.23  0.20 0.10
Jhilimili 0.00  0.00 0.01 0.00
Chirimiri 0.00  0.01  0.01 0.00
Bisrampur 0.01  0.02  0.05 0.00
Lakhanpur 0.00  0.00 0.01 0.00
Hasdo–Arand 0.04  0.08 0.10 0.02
Sendurgarh 0.00  0.00 0.01 0.00
Korba 0.06  0.16  0.18 0.06
Kamptee 0.02  0.06  0.06 0.03
Umrer–Makardhokra  0.00  0.01  0.01 0.00
Nand–Bander 0.00  0.01  0.02 0.00
Total 3.5  6.3  5.7 3.7
98
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Potential for CO
2
 Storage in India Table 4-3: CO
2
 Storage Capacity Estimation for Deep Saline Aquifers
Based on Kim and Langmuir’s formula, the CO
2
 storage 
capacity has been estimated storage to be between 3.5 
Gt to 3.7 Gt of CO
2
, respectively. More pilot tests are 
required to generate data for ECBMR in the Indian 
context, which would pave the way for the commercial 
deployment of this technology.
4.3.3 Deep Saline Aquifer CO
2
Storage Capacity
Assessment
Indian deep saline aquifers are distributed in the 26 
sedimentary basins and are categorized into 3 
categories, namely category I, II & III basins. 
Category I basins have the most detailed lithological 
data. Additional exploration is needed to obtain 
high-quality data for category II & III basins. 
The CO
2
 storage capacity estimation has been done by 
using the volume of formation being considered for 
storage and appropriate storage efficiency factors. 
The storage efficiency factors account for the 
dominant lithology of a formation or basin and help in 
calculating a more accurate capacity. The formula 
used for calculation has been given in equation (4). 
The storage capacity estimates for each basin have 
been tabulated in Table 4-3. Capacity estimation has 
not been possible for seven basins of category III due 
to lack of data.
G
CO2
 = AhφρE    (4)
In the above equation, A is the area covered by the 
basin, h is the gross thickness of the formation, φ is the 
average porosity, ρ is the CO
2
 density at reservoir 
conditions and E is the storage efficiency factor that 
takes area, thickness, porosity, volumetric displacement, 
and microscopic displacement efficiency into account.
Category Basin Capacity (Gt)
Category I  Krishna–Godavari 13.39
 Mumbai offshore 9.26
 Assam Shelf 14.16
  Rajasthan 7.34
  Cauvery 16.08
 Assam-Arakan fold belt 32.3
  Cambay 16.13
  Saurashtra 39.74
 Kutch 15.6 
Category II Vindhyan  11.81
 Mahanadi–NEC (North East Coast)  3.25
 Andaman–Nicobar 12.35
 Kerala–Konkan–Lakshadweep 25.33
  Bengal–Purnea 51.58
  Ganga–Punjab -
 Pranhita–Godavari 6.14
 Satpura–South Rewa–Damodar 1.87
 Himalayan Foreland -
  Chhattisgarh 0.11
Category III Narmada  -
  Spiti–Zanskar -
 Deccan Syncline -
  Cuddapah 14.24
  Karewa -
  Bhima–Kaladgi 0.41 
  Bastar -
Total  291.09
99
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Potential for CO
2
 Storage in India Table 4-4: Basalt Formation CO
2
 Storage Capacity Estimates
The total theoretical storage capacity is estimated to 
be 291.1 Gt CO
2
 for deep saline aquifers. This 
estimation will increase based upon the availability of 
more data on the seven category III basins for which 
calculations could not be done. Deep saline aquifers 
offer immense storage potential and thus more studies 
and pilot tests are required to generate the baseline 
data for CO
2
 sequestration operations in India.
4.3.4 Basalt Rock CO
2
Storage Capacity
Assessment
Basalt formations in India have been discovered in the 
Deccan Volcanic Province (DVP) and Rajmahal trap 
(Vikram, Yashvardhan, Debanjan, & Dhananjayan, 
2021). The DVP basalts are spread across the 
north-western region, covering nearly 500,000 km
2
 in 
area. The volume of these formations is estimated to 
be close to 512,000 km
3
. A relatively smaller basalt 
formation is present in the eastern part of India in the 
Rajmahal traps. This trap consists of 450 to 600 m 
thick basalt, and spread across an area of 
18,000 km
2
. 
The CO
2
 storage capacity for basalts has been 
estimated by using the methodologies used by 
Sænbjörnsdόttir et al. (Sænbjörnsdόttir, 2014) and 
McGrail et al. (McGrail, 2006). The formula used for 
calculation has been described in equation (5).
G
CO2
 = AhφE
CO2
(5)
In the above equation, A is the area of basalt 
formation, h is the net thickness of formation, 
φ is the 
average porosity and E
CO2
 is the storage efficiency 
factor. The methodology used by Sænbjörnsdόttir 
considers three geothermal systems in Iceland, Krafla, 
Hellisheidi, and Reykjanes, where the CO
2
 content per 
square meter of surface area was measured. Reykjanes 
provided the lower limit of CO
2
 storage efficiency while 
Krafla provided the upper limit. McGrail assumed 10 
suitable interflow zones, average porosity of 15%, and 
1000 m as the targeted depth of injection.
These two methodologies have been applied to Indian 
basalts to generate the CO
2
 storage efficiency factors 
and, ultimately, the storage capacity estimates. The 
efficiency factor results and the storage capacity 
estimates for the two basalt formations of India have 
been tabulated in Table 4-4.
Sænbjörnsdόttir al. (2014)McGrail et al. (2006)
Low High
Storage Efficiency (Kg/m
3
)18.848.740.65
CO
2
 Storage Capacity (Gt)
Deccan Volcanic Province (DVP)
94243.5304.88
Rajmahal Traps
3.388.7710.98
Total (Gt) 97.38  252.27 315.85
100
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Potential for CO
2
 Storage in India 4.4 Overall CO
2
Storage
Capacity in India
The overall CO
2
 storage capacity assessment for the 
four options discussed above has been summarized in 
Table 4-5.
Table 4-5: Theoretical CO
2
Storage Capacity in India
EOR3.4
ECBMR3.5-3.7
Deep Saline Aquifers
291
Basalts97-315
Total395-614
EOR and ECBMR provide relatively low storage 
capacity in comparison to deep saline aquifers and 
basalts. However, EOR is a more researched and 
tested technology in major carbon capture projects 
across the globe and thus can be probably more easily 
101
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
implemented in the Indian scenario. ECBMR requires 
more dedicated studies and pilot tests for the Indian 
coal beds since no commercial-scale project is active 
in the world.
Deep saline aquifers offer great CO
2
 storage potential 
for India. Since waste material injection is not an 
industrial practice in India, data related to storage in 
deep saline aquifers is not readily available. Thus, 
characterization of the various onshore/ offshore 
saline formations and improving the quality of data 
available should be part of future studies for saline 
aquifers. Based on the recommended CCUS cluster 
framework, field/basin-specific studies need to be 
undertaken for regions of higher priority. The pilot 
tests will further help in preparing baseline data for 
the development of commercial-scale injection of CO
2
 
in saline aquifers. Basalt formations are concentrated 
in the western part of the country and offer a good 
storage option for emitters in the western states of 
India like Maharashtra, Gujarat, and parts of Madhya 
Pradesh. Some basalts are also found in Eastern India 
in the Rajmahal traps. Further studies are required to 
get a better understanding of storage mechanisms in 
these traps. Pilot tests need to be carried out to 
further develop the industrial CO
2
 sequestration 
framework and infrastructure.
Potential for CO
2
 Storage in India
Theoretical Storage
Capacity (Gt)
Storage
Pathways 4.5 CO
2
Storage Capacity in India - Earlier Work and Future Work
4.5.1 Assessment by the British
Geological Society
Some of the earliest work done with regard to the 
assessment of the potential of CO
2
 storage in 
geological reserves in India was done by the British 
Geological Society (BGS). The BGS report submitted in 
2008, covered the Indian subcontinent (India, 
Pakistan, Bangladesh and Sri Lanka) and was 
commissioned by the International Energy Agency 
Greenhouse Gas R&D Programme. The potential 
geological storage sites were divided into three 
categories. The categories, along with the estimated 
CO
2
 storage capacity, is given below:
-  Oil fields – 1 to 1.1 Gt
-  Coal seams – 0.345 Gt
-  Saline water-bearing reservoir rocks – 142 Gt
Thus, the total CO
2
 storage capacity estimated was 
143 Gt, which is a significant number considering the 
annual CO
2
 emissions in India of 2.6 Gt. However, the 
BGS study did not consider the potential CO
2
 storage 
capacity in basaltic rock formations due to the relative 
immaturity of the technology but noted the potential 
of CO
2
 storage in the thick basaltic formations of the 
Deccan trap and the smaller Rajmahal trap. The BGS 
study also involved a high-level source-sink mapping 
based on which the sources in the north-west and 
south-eastern coast of India were identified to have 
good nearby storage potential, whereas the sources in 
south-east, central and northern India were not found 
to have good nearby storage potential. 
4.5.2 Assessment by IIT Bombay
Building on the earlier work of the BGS, an assessment 
was recently undertaken by Professors Vikram Vishal, 
Yashvardhan Verma, Debanjan Chandra, Dhananjayan 
Ashok of IIT Bombay. Their paper “A systematic 
capacity assessment and classification of geologic CO
2
 
storage systems in India” has reviewed and applied 
different methodologies for estimating CO
2
 storage 
capacities in different types of geological formations in 
India. The study identified four storage pathways with 
adequate potential for CO
2
 storage:
- CO
2
 storage in deep saline aquifers – 291 Gt
- CO
2
 storage in basalt formations – 97 to 316 Gt
- CO
2
 based enhanced oil recovery (EOR) – 3.4 Gt
-  Enhanced coalbed methane recovery (ECBMR) – 3.7 Gt
The study also categorized the sedimentary 
basins of India based on CO
2
 storage prospects as 
well as the feasibility of CO
2
 storage; the same is 
depicted in Figure 4-3. 
102
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Potential for CO
2
 Storage in India
Figure 4-3: Classification of CO
2
Storage Potential of Sedimentary Basins of India
Storage prospectivity
Storage capacity (Gt)
Very high potentialHigh potential
Moderate potentialLow potential
Assam-Arakan fold belt
Saurashtra
Bengal-Purnea
Kerala-KonkanCuddapah
Andaman-Nicobar
Kutch
Vindhyan
Assam shelf
Cauvery
Cambay
Krishna-Godavari
Rajasthan
Mumbai
offshore
Mahanadi
Bhima-Kaladgi
Satpura-South
Pranhita
ChhatisgarhGodavari
1
0
01020304050
Storage feasibility 103
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Potential for CO
2
 Storage in India
Figure 4-4: Major Sedimentary Basins in India with their CO
2
Storage Potential
N
65
0
E
35
0
N
30
0
N
EOR
(Gt)
ECBMR
(TCF)
Saline Aquifers
(Gt)
CO
2
storage capacity
25
0
N
20
0
N
15
0
N
10
0
N
5
0
N
0 500
km
35
0
N
30
0
N
25
0
N
20
0
N
15
0
N
10
0
N
5
0
N
70
0
E 75
0
E 80
0
E 85
0
E 90
0
E 95
0
E 100
0
E
65
0
E
Sedimentary basins
Precambrian basement
Basins with insufficient data
Category-I basins Category-II basins Category-III basins
CO
2
 storage capacity in basalt (Gt)
Shallow water areas
Unassessed deepwater areas
70
0
E 75
0
E 80
0
E 85
0
E 90
0
E 95
0
E 100
0
E
1.   Krishna-Godavari
2.  Mumbai Offshore
3. Assam-Shelf
4. Rajasthan
5. Cauvery
6.  Assam-Arakan Fold belt
7. Cambay
8.   Saurashtra
9. Kutch
10. Vindhyan
11. Mahanadi
12. Andaman
13. Kerala-Konkan
14. Bengal-Purnea
15. Ganga-Punjab
16. Pranhita-Godavari
17.  Satpura-South Rewa-Damodar
18.  Himalayan Foreland
19. Chhattishgarh
20.  Narmada
21. Spiti-Zanskar
22.  Deccan Syncline
23. Cuddapah
24. Karewa
25. Bhima-Kaladgi
26. Baster
10
25
50
10
35
70
0.5
1
2
Although the estimated storage capacity for EOR and 
ECBMR is relatively smaller, they still offer an attractive 
option due to the following:
-  Provide an option to store CO
2
 emissions from nearby 
large point sources
-  Economic value creation through enhanced oil and 
methane production, thus offsetting part of the 
CCUS costs
-  Availability of exploration data, geological information 
and infrastructure in existing oil fields and coal fields
The CO
2
 storage potential of the different basins in India is depicted in Figure 4-4. 104
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Potential for CO
2
 Storage in India
4.5.3 Future Work Required
Existing studies show enormous CO
2
 storage potential 
in India; however, further actions are needed to make 
geological storage of CO
2
 a reality in India. Some of 
the key steps which need to be funded/promoted by 
the Government of India are:
-  Source sink mapping to prioritize the regions and 
basins most opportune for CO
2
 storage in terms of 
storage capacity and feasibility
-  Pore space mapping and characterization of the 
most promising CO
2
 storage regions and basins – 
geological characterization and exploration for CO
2
 
storage. In the US, the US Department of Energy 
(US DOE) has funded a network of seven Regional 
Carbon Sequestration Partnerships (RCSPs) across 
the country. The aim of the RSCP program is to 
develop the regional infrastructure of carbon 
capture and storage across seven identified 
regions of the US. The seven RSCPs are depicted in 
Figure 4-5.
-  For the prospective regions identified in India, 
developing the CO
2
 storage infrastructure would 
consist of the following steps:
 i) Characterization: characterization and 
geological modelling of the prospective regions 
for assessing the potential to store CO
2
 in 
different types of geological formations.
    This would include mapping the large point 
sources of CO
2
 in the region, characterizing 
prospective sites for CO
2
 storage, and ranking 
the sites for future CO
2
 storage projects. The 
characterization would provide the requisite 
data for mapping sites to the large CO
2
 point 
sources, develop a better understanding of the 
CO
2
 transportation & storage costs and create a 
business case for the envisaged CCUS projects.
 ii) Validation: undertaking lab-scale field projects 
in different types of storage fields across EOR, 
ECBMR, saline aquifers and basaltic formations 
to gather information about the CO
2
 storage 
sites, and validation of the characterization and 
modelling work done. This would help in 
validating the most promising CO
2
 storage sites 
in each region.
 iii) Commercial-scale Development: undertake 
commercial-scale (at least 1 mtpa of CO
2
) CO
2
 
injection in selected sites. The projects would be 
optimized through the implementation of an 
appropriate Monitoring, Verification and 
Accounting (MVA) framework and risk 
management measures, and also help in proving 
the permanence of CO
2
 storage in the 
subsurface and monitoring the extent & 
movement of CO
2
 plume. 105
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Potential for CO
2
 Storage in India
Figure 4-5: Seven RSCPs Funded by the US DOE
RCSP Abbreviation Lead Organisation
Big Sky Carbon Sequestration Partnership  BSCSP Montana State University Bozeman 
Midwest Geological MGSC Illinois State Geological Survey
Sequestration Consortium
Midwest Regional Carbon MRCSP Battelle Memorial University
Sequestration Partnership
Plains CO
2
 Reduction PCOR University of North Dakota Eenergy
Partnership  and Environmental Research Center
Southeast Regional Carbon SECARB Southern States Energy Board
Sequestration  Partnership
Southwest Regional Partnership on  SWP New Mexico Institute of Mininig 
Carbon Sequestration  and Technlology
West Coast Regional Carbon WESTCARB California Energy Commission
Sequestration  Partnership 
Source: US DOE National Energy Technology Laboratory Potential for CO
2
 Storage in India
4.6 SECARB
The Southeast Regional Carbon Sequestration 
Program (SECARB) is one of the prominent RSCPs, 
setup with US DOE funding for the development and 
management of CO
2
 storage and CO
2
 storage 
infrastructure across 13 south-eastern states of the 
US. SECARB was set up in 2003 and is managed by 
the Southern States Energy Board (SSEB). The main 
goal was to identify major sources of carbon 
emissions, characterize the geology of the 13 states 
with respect to CO
2
 storage (both EOR and 
sequestration), identify the most promising sites and 
sequestration technologies and validate the same 
through extensive field testing. 
The key phases of the SECARB program and 
accomplishments/developments in each phase are 
as below:
i) Phase I (2003 – 2005): Phase I focussed on 
characterizing the geology and CO
2
 storage 
potential of different sequestration options in the 
SECARB area, based on which an action plan was 
developed for undertaking small-scale field 
demonstration of CO
2
 sequestration in the 
subsequent phase of the program.
ii) Phase II (2005 – 2010): During Phase II, three 
types of small scale field tests were conducted in 
four locations. These were:
 a. Enhanced Oil Recovery: Ageing oil fields 
along the US Gulf Coast have an estimated 
CO
2
 storage potential of 31 Gt and are an ideal 
target for geological storage of CO
2
. SECARB’s 
Gulf Coast Stacked Storage Field Test ran 
from 2008 to 2015 and was the first RSCP 
Phase II program to inject more than 500 ktpa 
of CO
2
.
 b. Coal bed methane: Two field tests were 
conducted at an existing CNX gas well in 
Russel County, Virginia and near Tuscaloosa, 
Alabama.
 c. Saline aquifers: CO
2
 injection in saline 
aquifers was conducted at the Mississippi 
Power Company’s Victor J. Daniel coal-fueled 
power plant.
iii) Phase III (2007 – 2017): Phase III consisted of 
two large CO
2
 volume storage projects, namely:
 a. CO
2
EOR at the Cranfield oilfield: The 
SECARB “Early Test” ran from 2009 to 2015 
and the cumulative volume of stored CO
2
 that 
was monitored during this period was about 
5.4 million tonnes. The CO
2
 volumes were 
monitored using a variety of MVA technologies 
to determine the commercial viability of 
the project.
 b. CO
2
sequestration at Citronelle oilfield: The 
SECARB “Anthropogenic Test” ran from 2012 
to 2014 during which 114 ktpa of CO
2
 captured 
from Alabama Power Company’s James M. 
Barry Electric Generating Plant in Bucks, 
Alabama was transported (through pipeline) 
about 19 km and sequestered in a deep saline 
formation. MVA technologies were applied to 
monitor the movement of the CO
2
 plume in the 
sub-surface.
The role of both the SECARB Phase III projects in 
advancing the understanding of CO
2
 storage 
technologies has been recognized internationally and 
has also helped in the development of international 
guidance, best practices and standards for carbon 
capture, transportation, and storage. 
The key learning and finding from the SECARB is that 
once site selection & design, project management and 
logistical issues are managed, operations of CO
2
 
storage projects are simple and without any effect or 
manifestation on the surface. SECARB also 
demonstrates the criticality of project planning and 
coordinating the various elements of the CCUS value 
chain and the importance of site-specific public 
outreach with local government leaders, community 
representatives, and sharing details of the project and 
address their questions & apprehensions about the 
project risks. The success of the SECARB project has 
also led to other commercial-scale CCUS projects 
being constructed in the SECARB area. 
The success of the SECARB program demonstrates 
how Government funding and support can lay the 
seeds and develop a CCUS value chain. The 
Government of India may also consider similar 
programs for the regions that prima facie have good 
prospects for CCUS, viz. the Krishna Godavari basin, 
Mumbai offshore, Cambay and eastern parts of the 
Bay of Bengal basin, especially around Haldia.
106
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India Potential for CO
2
 Storage in India
4.7 MVA (Monitoring Verification and Accounting)
The storage of CO
2
 in geological storage sites requires 
a variety of tools to monitor the volume of CO
2
 stored, 
as well as to prevent CO
2
 leakages and releases from 
the storage sites. These tools are used for monitoring 
the CO
2
 in the atmosphere, near the surface and the 
sub-surface. The MVA framework provides the tools 
and approaches required for ensuring the safe, 
effective and permanent geological storage of CO
2
. 
MVA plans are needed for all CO
2
 geological storage 
projects, covering aspects of CO
2
 storage, quality 
control, as well as verification and accounting of CO
2
 
volumes stored, which would be eligible for earning 
incentives/credits linked to carbon abatement, viz. the 
45Q tax credits in the US. MVA plans need to be 
developed specific to sites, given the variance of 
geological conditions across storage sites. Risk 
management is an important component of the MVA 
framework for ensuring the safe, effective, and 
permanent storage of CO
2
 across a variety of geologic 
formations and avoiding CO
2
 releases & leakages. It is 
also important to monitor the location and movement 
of the CO
2
 plume in the subsurface and ensure that 
the water table is not polluted. In the case of CO
2
 EOR, 
the monitoring and tracking of the CO
2
 plume may be 
easier due to the presence of a number of oil wells; at 
the same time there is more complexity due to the 
presence of oil and gas. 
The key goals of MVA for CO
2
 storage sites are as 
follows (source: US DOE):
-  Improve understanding of the CO
2
 storage 
processes and confirm the storage effectiveness
-  Evaluate the reaction and interaction of CO
2
 with 
the formation solids and fluids.
-  Assess the likely environmental, safety, and health 
impacts in case of a CO
2
 leakage event and 
evaluate the remedial actions required.
-  Provide a technical basis in case of events such as 
groundwater impacts, seismic events, crop losses 
as a result of the CO
2
 sequestration.
  For any geological sequestration project, the MVA 
activities are carried out in four phases:
 i) Pre-Operation Phase: Project design, 
establishing baseline conditions, 
characterization of the site geology and 
identification of risks.
 ii) Operation Phase: Period of CO
2
 injection in 
the storage site.
 iii) Closure Phase: Period of closing and plugging 
the sites, removal of equipment and facilities 
and undertaking site restoration. However, 
necessary monitoring equipment are retained 
at the site.
 iv) Post-Closure Phase: Ongoing monitoring is 
undertaken before making a decision that 
further monitoring is not required, except in 
case of any incidents like leakage, or legal 
cases, for which new information is required 
about the storage project/site.
Each monitoring phase has specific monitoring tools 
and techniques to address the specific atmospheric, 
near-surface hydrologic, and deep-subsurface 
monitoring needs. These are tabulated below:
Table 4-6: List of Monitoring Techniques for CO
2
Storage Projects
Area of MonitoringMonitoring Techniques
- CO
2
Detectors: Sensors for monitoring CO
2
 either intermittently or 
continuously in the air.
- Eddy Covariance: Atmospheric flux measurement technique to measure 
atmospheric CO
2
 concentrations at a height above the ground surface
- Advanced Leak Detection System: sensitive three-gas detector 
(CH
4
, Total HC, and CO
2
) with a GPS mapping system carried by aircraft or 
terrestrial vehicles
Atmospheric
Monitoring Techniques
107
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India Potential for CO
2
 Storage in India
108
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Area of MonitoringMonitoring Techniques
Near-Surface
Monitoring
Subsurface
Monitoring
- Laser Systems and LIDAR: Open-path device that uses a laser to shine a 
beam with a wavelength that CO
2
 absorbs 
- Tracers or Isotopes: Natural isotopic composition and/or compounds 
injected into the target formation along with the CO
2
- Ecosystem Stress Monitoring: Satellite or airplane-based optical method.
- Tracers: CO
2
 soluble compounds injected along with the CO
2
. into the 
target formation
- Groundwater Monitoring: Sampling of water or vadose zone/soil (near 
surface) for basic chemical analysis.
- Thermal Hyperspectral Imaging: An aerial remote-sensing approach 
primarily for enhanced coalbed methane recovery and sequestration.
- Synthetic Aperture Radar (SAR & InSAR): Satellite-based technology in 
which radar waves are sent to the ground to detect surface deformation.
- Color Infrared (CIR) Transparency Films: Vegetative stress technology 
deployed on satellites or aerially.
- Tiltmeter: Measures small changes in elevation via mapping tilt , either on 
the surface or in subsurface.
- Flux Accumulation Chamber: Quantifies the CO
2
 flux from the soil, but 
only from a small, predetermined area.
- Induced Polarization: Geophysical imaging technology commonly used in 
conjunction with DC resistivity to distinguish metallic minerals and 
conductive aquifers from clay minerals in subsurface materials.
- Spontaneous (Self) Potential: Measurement of natural potential 
differences resulting from electrochemical reactions in the subsurface. 
Typically used in groundwater investigations and in geotechnical 
engineering applications for seepage studies.
- Soil and Vadose Zone Gas Monitoring: Sampling of gas in vadose 
zone/soil (near surface) for CO
2
.
- Shallow 2-D Seismic: Closely spaced geophones along a 2-D seismic line.
- Multi-component 3-D Surface Seismic Time- lapse Survey: Periodic 
surface 3-D seismic surveys covering the CCS reservoir.
- Vertical Seismic Profile (VSP): Seismic survey performed in a wellbore 
with multi-component processes. Can be implemented in a “walk-away” 
fashion in order to monitor the footprint of the plume as it migrates away 
from the injection well and in time-lapse application.
- Magnetotelluric Sounding: Changes in electromagnetic field resulting 
from variations in electrical properties of CO
2
 and formation fluids.
- Electromagnetic Resistivity: Measures the electrical conductivity of the 
subsurface including soil, groundwater, and rock.
- Electromagnetic Induction Tomography (EMIT): Utilizes differences in 
how electromagnetic fields are induced within various materials. Potential for CO
2
 Storage in India
- Injection Well Logging (Wireline Logging): Wellbore measurement using a 
rock parameter, such as resistivity or temperature, to monitor fluid 
composition in wellbore 
- Annulus Pressure Monitoring: Mechanical integrity test on the annular 
volume of a well to detect leakage from the casing, packer or tubing. 
- Pulsed Neutron Capture: A wireline tool capable of depicting oil 
saturation, lithology, porosity, oil, gas, and water by implementing pulsed 
neutron techniques.
- Electrical Resistance Tomography (ERT): Use of vertical arrays of 
electrodes in two or more wells to monitor CO
2
 as a result of changes in 
layer resistivity.
- Sonic (Acoustic) Logging: A wireline log used to characterize lithology, 
determine porosity, and travel time of the reservoir rock.
- 2-D Seismic Survey: Acoustic energy, delivered by explosive charges or 
vibroseis trucks (at the surface) reflecting back to a straight line of 
recorders (geophones). After processing, the reflected acoustic signature 
of various lithologies is presented as a 2-D graphical display.
- Time-lapse Gravity: Use of gravity to monitor changes in density of fluid 
resulting from injection of CO
2
.
- Density Logging (RHOB Log): Continuous record of a formation bulk 
density as a function of depth by accounting for both the density of matrix 
and density of liquid in the pore space.
- Optical Logging: Device equipped with optical imaging tools is lowered 
down the length of the wellbore to provide detailed digital images of the 
well casing.
- Cement Bond Log (Ultrasonic Well Logging): Implements sonic 
attenuation and travel time to determine whether casing is cemented or 
free. The more the cement which is bonded to the casing, the greater will 
be the attenuation of sounds transmitted along the casing. 
- Gamma Ray Logging: Use of natural gamma radiation to characterize the 
rock or sediment in a borehole.
- Microseismic (Passive) Survey: Provides real-time information on 
hydraulic and geomechanical processes taking place within the reservoir in 
the interwell region, remote from wellbores by implementing surface or 
subsurface geophones to monitor earth movement.
- Crosswell Seismic Survey: Seismic survey between two wellbores in 
which transmitters and receivers are placed in opposite wells. Enables 
subsurface characterization between those wells. Can be used for 
time-lapse studies.
- Aqueous Geochemistry: Chemical measurement of saline brine in storage 
reservoir.
- Resistivity Log: Log of the resistivity of the formation, expressed in 
ohm-m, to characterize the fluids and rock or sediment in a borehole.
Area of MonitoringMonitoring Techniques
Source: Best Practices for Monitoring, Verification, and Accounting of CO
2
 Stored in Deep Geologic Formations (US DOE NETL)
109
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India Potential for CO
2
 Storage in India
110
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Examples of successful MVA programs are the MVA 
programs funded by the US DOE with the goal of 
demonstrating 95% and up to 99% retention of CO
2
 
through geological storage by ensuring leakages are 
contained up to 5% and 1% of the stored CO
2
 
volumes. The US DOE’s Carbon Sequestration 
Program supports the development of technologies in 
this domain through the Regional Carbon 
Sequestration Partnerships (RCSP) Program. Some of 
the early projects/CO
2 
storage sites where the US 
DOE supported the MVA program are given below. 
The portfolio of sites was selected to ensure variety in 
the type and geology of site, CO
2 
application, 
formation depth and porosity, pressure and 
temperature conditions, to maximize the 
understanding of the behaviour of the stored CO
2
 in 
different operating and geological regimes.
i)  Gulf Coast Mississippi Strandplain Deep
Sandstone Test in Mississippi: moderate 
porosity and permeability storage site
ii) Nugget Sandstone Test in Wyoming: high depth, 
low porosity and permeability site
iii) Cambrian Mt. Simon Sandstone Test in Illinois:
moderate depth, low porosity and permeability site
iv) San Joaquin Valley Fluvial-Braided Deep
Sandstone Test in California: high porosity and 
permeability site
v) Williston Basin Deep Carbonate Test in North
Dakota: EOR site
The US DOE also supported the MVA program at the 
Petro Nova project in Texas for CO
2
 capture from NRG 
Energy’s WA Parish Unit 8 (a 640 MW coal fired 
power plant) and storage in the West Ranch oilfield. 
The MVA program was conducted by the University of 
Texas at Austin’s Bureau of Economic Geology and 
consisted of the following components:
i) Modeling: development of a fluid flow simulation 
model using actual logging and production data 
ii) Mass balance accounting: accounting for 
injected CO
2
 
iii) Pressure monitoring: monitoring pressure in 
10 dedicated AZMI (above zone monitoring 
intervals) wells 
iv) Fluid sampling: collection of pre-injection fluids 
(brine, gas, oil) in the injection and AZMI zones 
v) Groundwater monitoring: one year of baseline 
and periodic ongoing sampling of groundwater at 
several groundwater wells 
vi) Soil gas monitoring: characterization of soil 
gases at several sites 
vii) Additional monitoring: additional monitoring of 
the surface level and downhole pressure by the 
oilfield operator 
CO
2
 storage in geological formations (both 
sequestration and EOR to a limited extent) is the most 
likely pathway for the disposition of CO
2
 at scale, and 
hence critical to the implementation of CCUS at scale 
in India, especially for the decarbonization of large 
emitters of CO
2
 such as coal-based power plants. The 
emissions for a 660 MW supercritical coal based 
power plant is estimated to be about 4 mtpa of CO
2
. 
Given the safety concerns about underground CO
2
 
storage as well as for accounting CO
2
 volumes eligible 
for credits/incentives, it is necessary to develop CO
2
 
storage demonstration projects and develop robust 
MVA programs for them. These CO
2
 storage 
demonstration projects should be at identified sites 
across the different prospective regions in India. In 
order to develop a holistic perspective, it is also 
important to implement projects at different types of 
CO
2
 storage sites, such as saline aquifers, basaltic 
traps and oilfields amenable for EOR. The MVA 
programs and best practices developed by the US 
DOE and ISO 14064 & ISO 14065 standards developed 
for GHG accounting, verification and validation 
provides a good starting point based on which site 
specific MVA programs can be developed and 
implemented. Chapter 5
CCUS Policy
Framework for India robust CO
2
 injection regime in the state and established 
mechanisms to manage the long-term liability with CO
2
 
storage. It is expected that owing to their extensive oil 
and gas industry presence and favourable geology, 
Texas and Louisiana stand to gain significant carbon 
storage market share if they can successfully obtain 
primacy and establish regulatory frameworks that 
meet EPA’s standards and provide the industry with 
planning certainty.
5.2.1.4 SCALE Act
The SCALE (Storing CO
2
 and Lowering Emissions) Act 
was proposed by a bipartisan coalition in 2021. The 
Act aims to assist the development of vital CO
2
 transit 
and storage infrastructure to support CCUS and CO
2 
removal technologies, as well as regional economic 
prospects and jobs in the US. The key goals are:
a. Establishing a CO
2
 Infrastructure Finance and 
Innovation Act (CIFIA) programme to stimulate the 
development of shared CO
2
 transportation 
infrastructure through flexible and low-interest 
loans and grants. This federal funding mechanism 
is aimed to reduce overall costs by enabling 
economies of scale through interconnected 
transport systems
b.  Supporting commercial geologic CO
2
 storage 
initiatives with grants.
c.  Promoting CO
2
 utilization through legislation 
allowing the US DOE to grant financing to 
municipalities and states to enable procurement 
of low carbon products and equipment. 
d.  Supporting legal and regulatory authorizations for 
permitting Class VI CO
2
 storage wells
5.2.2 European Union
The EU has been at the forefront of CCUS technology 
development and has employed a variety of measures 
to support, fund and incentivize CCUS. These support 
measures are in the form of grant funds and 
legislative & policy initiatives for CCUS, which have 
been crucial in supporting the CCUS R&D, pilot and 
demonstration projects across EU countries. A few 
active funding programmes for CCUS in the EU region 
are summarized in Table 5-1. 
5.2.1.1 45Q
The 45Q provides tax credits for CCUS, starting from 
USD 12.83 for each tonne of CO
2
 utilized for EOR in 
2017, linearly increasing to US$ 35/tonne in 2026. 
Similarly, for CO
2
 captured and geologically stored, 
the tax credit was US$ 22.66/tonne in 2017, rising 
linearly to US$ 50/tonne of CO
2
 in 2026. Post-2026, 
the credit shall be inflation-adjusted. Few mandatory 
criteria must be met by emitters in order to avail the 
tax credit, such as:
-  facilities must begin construction before 
1 January 2026
-  the credit can be claimed over a 12-year period 
after operations commence
-  a minimum volume of CO
2
 must be captured and 
sequestered or utilized, which depends upon the 
type of the emitting industry, as below:
 •  Non-EOR carbon utilization: 25-500 ktpa 
  of CO
2
 
 •  Industrial and DAC: 100 ktpa of CO
2
 •  Power plants: 500 ktpa of CO
2 
The Global CCS Institute has long hailed USA’s 45Q 
tax credit mechanism as the “most progressive 
CCS-specific incentive globally”. The 45Q credits 
lower a firm’s tax liability; in case there is no tax 
liability, the credits can be traded in the tax equity 
market. Tax credits have been successful in spurring 
renewable energy projects in the US over the last two 
decades. An important component for the successful 
implementation of the 45Q or any tax incentive-based 
system is designing a Monitoring Reporting and 
Verification framework (MRV) to ensure compliance 
of the projects seeking the 45Q credits. 
The recently enacted Inflation Reduction Act of 2022 
has substantially increased the maximum level of 
credits available from US$ 50 to US$85/tonneof CO
2
 
sequestered and upto US$180/tonne of CO
2
 for DAC. 
5.2.1.2 California Low Carbon Fuel
Standard (LCFS)
The Low Carbon Fuel Standard (LCFS) in California is 
a trading mechanism aimed at lowering the CO
2
 
intensity of the state’s fuel mix. A CCUS protocol for 
the LCFS was agreed upon in January 2019, allowing 
transportation fuels whose lifecycle emissions have 
been lowered using CCUS to qualify for credits. The 
protocol covers a wide range of CCUS applications 
involving permanent storage of captured CO
2
 in 
depleted oil and gas reservoirs or saline formations or 
used for enhanced oil recovery in oil and gas 
reservoirs. Project credits are based on life cycle 
emission reductions and granted if the reported 
reductions have been validated. 
LCFS is a strong motivator for CCUS deployment in 
California. In 2020, the carbon credits obtained 
through the LCFS roughly translated to USD 200 per 
tonne of CO
2
. While the eligibility standards are strict, 
several new project announcements have stated that 
LCFS credits have been considered in their evaluation 
and analysis of cost economics. The LCFS programme 
offers several credit-generating possibilities to boost 
low-carbon fuel supply and usage, viz:
i)  Fuel pathway-based crediting: Low carbon fuels 
generate credits based on emissions reduced 
compared to the established baseline. These 
credits incentivize developers to bring more clean 
fuel options to California.
ii) Project-based crediting: This category includes 
projects for reducing emissions across the 
petroleum supply chain using measures such as 
CCUS and direct air capture.
iii) Zero-emissions vehicle infrastructure
(capacity-based) crediting: Installation of 
hydrogen and fast-charging DC infrastructure can 
generate credits based on capacity.
5.2.1.3 State Primacy for CO
2
Storage
In 2010, the US EPA created the sixth well class (Class 
VI) specifically to regulate the injection of CO
2
 into 
deep subsurface rock formations. At the time, very 
few projects were sequestering CO
2
 solely to reduce 
greenhouse gas emissions, but the EPA anticipated 
that technology development would be key to 
achieving domestic emissions reductions. Wyoming 
and North Dakota have been approved by the US 
Environmental Protection Agency (EPA) to take 
primary responsibility (‘primacy’) for regulating CO
2
 
injection for dedicated geological storage in Class VI 
wells under the Underground Injection Control 
(UIC) Program.
Texas and Louisiana have also stepped up efforts to 
assume regulatory authority for CO
2
 dedicated storage. 
Louisiana has already applied for primacy, based on a 
5.1 Introduction
The key to a successful CCUS policy for India is a 
framework that supports the creation of sustainable 
and viable markets for CCUS projects. The framework 
must consider the fact that the private sector is 
unlikely to invest in CCUS unless there are sufficient 
incentives to do so (or conversely penalties from 
inaction), or unless it can benefit from the sale of CO
2
 
or gain credits for emissions avoided under carbon 
pricing regimes. Direct capital grants, tax credits, 
carbon pricing schemes, operational subsidies, 
regulatory requirements, and public procurement 
preference for low-carbon products are some of the 
policy measures required for CCUS to become a 
reality in India.
5.2 Review of Policy
Instruments and Strategies Adopted by
Various Countries and
Institutions
Local market conditions and institutional factors, such 
as the current stage of CCUS infrastructure 
development, emission targets, domestic energy 
resources and mix, availability and cost of alternative 
approaches to cutting emissions, all influence the 
appropriate choice or mix of instruments for each 
country. The appropriateness of each form of policy 
instrument varies depending on the CCUS application. 
Some applications of carbon capture, such as natural 
gas processing, are well-established and relatively 
inexpensive and need only minor policy changes. 
Other applications, such as the CCUS in heavy 
industries such as steel, are still in the early stages of 
development. High CO
2
 capture costs and their impact 
on the cost/price and competitiveness of the final 
product are major hurdles to CCUS adoption. 
Government support for project developers is key to 
managing the costs and risks associated with CCUS 
projects, across the value chain of capture, 
transportation and storage and establishing and 
expanding CCUS in a meaningful way in India.
5.2.1 USA
The US leads the world in CCUS deployment, with the 
earliest CCUS projects being implemented in the 1970s. 
There are 14 operating CCUS facilities in the US, with a 
combined carbon capture capacity of more than 25 
mtpa. The US has heavily invested in CCS R&D since the 
early 2000s. The US DOE has funded research and 
development (R&D) in aspects of CCS since 1997 within 
its Fossil Energy and Carbon Management Research, 
Development, Demonstration, and Deployment 
programme (FECM) portfolio. Since 2010, the US 
Congress has provided USD 7.3 BB$ for DOE’s 
CCS-related activities, including annual increases in 
recent years. In 2021, the US Congress provided USD 
750 MM$ to FECM, of which USD 228.3 MM$ was 
earmarked for CCUS.
Apart from the DOE funding, CCUS projects received a 
major fillip in 2009 when the US Federal Government 
enacted the American Recovery and Reinvestment Act 
(ARRA), which provided another USD 3.4 BB$ 
specifically for CCS projects and R&D activities. Nine 
individual projects accounted for USD 2.65 BB$ out of 
the ARRA funding, with each receiving in excess of USD 
100 MM$. Five out of the nine projects are large scale 
demonstration projects intended to capture CO
2
 from 
electric power plants. The balance four are in the 
industrial sector. While some of the projects have faced 
implementation challenges and delays, the policy intent 
in USA has clearly focused on developing large scale 
demonstration plants for CCS through government 
support and funding. A large number of CCUS projects 
are under different stages of conceptualization and 
development, and CCUS is integral to the emission 
reduction and net-zero commitments of a large number 
of corporations in different sectors such as coal & NG 
based power plants, waste-to-energy plants, cement, 
ethanol facilities, and chemical production.
Some of the key enablers of CCUS in the US are the 
45Q tax credits, California’s LCFS standards, State 
Primacy for CO
2
 injection and the SCALE Act; these are 
describe herein: 
CCUS Policy Framework for India
112
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India robust CO
2
 injection regime in the state and established 
mechanisms to manage the long-term liability with CO
2
 
storage. It is expected that owing to their extensive oil 
and gas industry presence and favourable geology, 
Texas and Louisiana stand to gain significant carbon 
storage market share if they can successfully obtain 
primacy and establish regulatory frameworks that 
meet EPA’s standards and provide the industry with 
planning certainty.
5.2.1.4 SCALE Act
The SCALE (Storing CO
2
 and Lowering Emissions) Act 
was proposed by a bipartisan coalition in 2021. The 
Act aims to assist the development of vital CO
2
 transit 
and storage infrastructure to support CCUS and CO
2 
removal technologies, as well as regional economic 
prospects and jobs in the US. The key goals are:
a. Establishing a CO
2
 Infrastructure Finance and 
Innovation Act (CIFIA) programme to stimulate the 
development of shared CO
2
 transportation 
infrastructure through flexible and low-interest 
loans and grants. This federal funding mechanism 
is aimed to reduce overall costs by enabling 
economies of scale through interconnected 
transport systems
b.  Supporting commercial geologic CO
2
 storage 
initiatives with grants.
c.  Promoting CO
2
 utilization through legislation 
allowing the US DOE to grant financing to 
municipalities and states to enable procurement 
of low carbon products and equipment. 
d.  Supporting legal and regulatory authorizations for 
permitting Class VI CO
2
 storage wells
5.2.2 European Union
The EU has been at the forefront of CCUS technology 
development and has employed a variety of measures 
to support, fund and incentivize CCUS. These support 
measures are in the form of grant funds and 
legislative & policy initiatives for CCUS, which have 
been crucial in supporting the CCUS R&D, pilot and 
demonstration projects across EU countries. A few 
active funding programmes for CCUS in the EU region 
are summarized in Table 5-1. 
5.2.1.1 45Q
The 45Q provides tax credits for CCUS, starting from 
USD 12.83 for each tonne of CO
2
 utilized for EOR in 
2017, linearly increasing to US$ 35/tonne in 2026. 
Similarly, for CO
2
 captured and geologically stored, 
the tax credit was US$ 22.66/tonne in 2017, rising 
linearly to US$ 50/tonne of CO
2
 in 2026. Post-2026, 
the credit shall be inflation-adjusted. Few mandatory 
criteria must be met by emitters in order to avail the 
tax credit, such as:
-  facilities must begin construction before 
1 January 2026
-  the credit can be claimed over a 12-year period 
after operations commence
-  a minimum volume of CO
2
 must be captured and 
sequestered or utilized, which depends upon the 
type of the emitting industry, as below:
 •  Non-EOR carbon utilization: 25-500 ktpa 
  of CO
2
 
 •  Industrial and DAC: 100 ktpa of CO
2
 •  Power plants: 500 ktpa of CO
2 
The Global CCS Institute has long hailed USA’s 45Q 
tax credit mechanism as the “most progressive 
CCS-specific incentive globally”. The 45Q credits 
lower a firm’s tax liability; in case there is no tax 
liability, the credits can be traded in the tax equity 
market. Tax credits have been successful in spurring 
renewable energy projects in the US over the last two 
decades. An important component for the successful 
implementation of the 45Q or any tax incentive-based 
system is designing a Monitoring Reporting and 
Verification framework (MRV) to ensure compliance 
of the projects seeking the 45Q credits. 
The recently enacted Inflation Reduction Act of 2022 
has substantially increased the maximum level of 
credits available from US$ 50 to US$85/tonneof CO
2
 
sequestered and upto US$180/tonne of CO
2
 for DAC. 
5.2.1.2 California Low Carbon Fuel
Standard (LCFS)
The Low Carbon Fuel Standard (LCFS) in California is 
a trading mechanism aimed at lowering the CO
2
 
intensity of the state’s fuel mix. A CCUS protocol for 
the LCFS was agreed upon in January 2019, allowing 
transportation fuels whose lifecycle emissions have 
been lowered using CCUS to qualify for credits. The 
protocol covers a wide range of CCUS applications 
involving permanent storage of captured CO
2
 in 
depleted oil and gas reservoirs or saline formations or 
used for enhanced oil recovery in oil and gas 
reservoirs. Project credits are based on life cycle 
emission reductions and granted if the reported 
reductions have been validated. 
LCFS is a strong motivator for CCUS deployment in 
California. In 2020, the carbon credits obtained 
through the LCFS roughly translated to USD 200 per 
tonne of CO
2
. While the eligibility standards are strict, 
several new project announcements have stated that 
LCFS credits have been considered in their evaluation 
and analysis of cost economics. The LCFS programme 
offers several credit-generating possibilities to boost 
low-carbon fuel supply and usage, viz:
i)  Fuel pathway-based crediting: Low carbon fuels 
generate credits based on emissions reduced 
compared to the established baseline. These 
credits incentivize developers to bring more clean 
fuel options to California.
ii) Project-based crediting: This category includes 
projects for reducing emissions across the 
petroleum supply chain using measures such as 
CCUS and direct air capture.
iii) Zero-emissions vehicle infrastructure
(capacity-based) crediting: Installation of 
hydrogen and fast-charging DC infrastructure can 
generate credits based on capacity.
5.2.1.3 State Primacy for CO
2
Storage
In 2010, the US EPA created the sixth well class (Class 
VI) specifically to regulate the injection of CO
2
 into 
deep subsurface rock formations. At the time, very 
few projects were sequestering CO
2
 solely to reduce 
greenhouse gas emissions, but the EPA anticipated 
that technology development would be key to 
achieving domestic emissions reductions. Wyoming 
and North Dakota have been approved by the US 
Environmental Protection Agency (EPA) to take 
primary responsibility (‘primacy’) for regulating CO
2
 
injection for dedicated geological storage in Class VI 
wells under the Underground Injection Control 
(UIC) Program.
Texas and Louisiana have also stepped up efforts to 
assume regulatory authority for CO
2
 dedicated storage. 
Louisiana has already applied for primacy, based on a 
CCUS Policy Framework for India
113
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India robust CO
2
 injection regime in the state and established 
mechanisms to manage the long-term liability with CO
2
 
storage. It is expected that owing to their extensive oil 
and gas industry presence and favourable geology, 
Texas and Louisiana stand to gain significant carbon 
storage market share if they can successfully obtain 
primacy and establish regulatory frameworks that 
meet EPA’s standards and provide the industry with 
planning certainty.
5.2.1.4 SCALE Act
The SCALE (Storing CO
2
 and Lowering Emissions) Act 
was proposed by a bipartisan coalition in 2021. The 
Act aims to assist the development of vital CO
2
 transit 
and storage infrastructure to support CCUS and CO
2 
removal technologies, as well as regional economic 
prospects and jobs in the US. The key goals are:
a. Establishing a CO
2
 Infrastructure Finance and 
Innovation Act (CIFIA) programme to stimulate the 
development of shared CO
2
 transportation 
infrastructure through flexible and low-interest 
loans and grants. This federal funding mechanism 
is aimed to reduce overall costs by enabling 
economies of scale through interconnected 
transport systems
b.  Supporting commercial geologic CO
2
 storage 
initiatives with grants.
c.  Promoting CO
2
 utilization through legislation 
allowing the US DOE to grant financing to 
municipalities and states to enable procurement 
of low carbon products and equipment. 
d.  Supporting legal and regulatory authorizations for 
permitting Class VI CO
2
 storage wells
5.2.2 European Union
The EU has been at the forefront of CCUS technology 
development and has employed a variety of measures 
to support, fund and incentivize CCUS. These support 
measures are in the form of grant funds and 
legislative & policy initiatives for CCUS, which have 
been crucial in supporting the CCUS R&D, pilot and 
demonstration projects across EU countries. A few 
active funding programmes for CCUS in the EU region 
are summarized in Table 5-1. 
Table 5.1: EU Funding Schemes for CCUS
Funding schemeFund sizeObjectives
EU Innovation Fund -  Fund for demonstration of  -  EUR 38 billion support for 2020-2030,
   low carbon technologies   depending on the carbon price 
 -  Part of the fund allocated  to CCUS     
Connecting Europe  -  Supports cross-border  -  EUR 25.8 billion CEF
Facility (CEF)  CO
2
 transportation    transport budget
   -  EUR 11 billion budget for 
      cohesion countries
Recovery and Resilience  -  Mitigate the economic and -  Funds raised by issuing
Facility (RRF)    social impact of COVID   bonds on behalf of the EU
 -  Investment in flagship areas (including -  EUR 723.8 billion funds 
   CCUS & renewable energy)   available 
   -  EUR 385.8 billion in loans and
      EUR 338 billion in grants
Just Transition  -  Support provided to territories   -  EUR 19.2 billion fund
Fund (JTF)   facing socio-economic challenges 
   due to climate neutrality transitions 
Horizon Europe -  Programme supports the R&D and  -  EUR 95.5 billion budget for the 
   demonstration of CCUS    period of 2021-2027
   related projects 
5.2.1.1 45Q
The 45Q provides tax credits for CCUS, starting from 
USD 12.83 for each tonne of CO
2
 utilized for EOR in 
2017, linearly increasing to US$ 35/tonne in 2026. 
Similarly, for CO
2
 captured and geologically stored, 
the tax credit was US$ 22.66/tonne in 2017, rising 
linearly to US$ 50/tonne of CO
2
 in 2026. Post-2026, 
the credit shall be inflation-adjusted. Few mandatory 
criteria must be met by emitters in order to avail the 
tax credit, such as:
-  facilities must begin construction before 
1 January 2026
-  the credit can be claimed over a 12-year period 
after operations commence
-  a minimum volume of CO
2
 must be captured and 
sequestered or utilized, which depends upon the 
type of the emitting industry, as below:
 •  Non-EOR carbon utilization: 25-500 ktpa 
  of CO
2
 
 •  Industrial and DAC: 100 ktpa of CO
2
 •  Power plants: 500 ktpa of CO
2 
The Global CCS Institute has long hailed USA’s 45Q 
tax credit mechanism as the “most progressive 
CCS-specific incentive globally”. The 45Q credits 
lower a firm’s tax liability; in case there is no tax 
liability, the credits can be traded in the tax equity 
market. Tax credits have been successful in spurring 
renewable energy projects in the US over the last two 
decades. An important component for the successful 
implementation of the 45Q or any tax incentive-based 
system is designing a Monitoring Reporting and 
Verification framework (MRV) to ensure compliance 
of the projects seeking the 45Q credits. 
The recently enacted Inflation Reduction Act of 2022 
has substantially increased the maximum level of 
credits available from US$ 50 to US$85/tonneof CO
2
 
sequestered and upto US$180/tonne of CO
2
 for DAC. 
5.2.1.2 California Low Carbon Fuel
Standard (LCFS)
The Low Carbon Fuel Standard (LCFS) in California is 
a trading mechanism aimed at lowering the CO
2
 
intensity of the state’s fuel mix. A CCUS protocol for 
the LCFS was agreed upon in January 2019, allowing 
transportation fuels whose lifecycle emissions have 
been lowered using CCUS to qualify for credits. The 
protocol covers a wide range of CCUS applications 
involving permanent storage of captured CO
2
 in 
depleted oil and gas reservoirs or saline formations or 
used for enhanced oil recovery in oil and gas 
reservoirs. Project credits are based on life cycle 
emission reductions and granted if the reported 
reductions have been validated. 
LCFS is a strong motivator for CCUS deployment in 
California. In 2020, the carbon credits obtained 
through the LCFS roughly translated to USD 200 per 
tonne of CO
2
. While the eligibility standards are strict, 
several new project announcements have stated that 
LCFS credits have been considered in their evaluation 
and analysis of cost economics. The LCFS programme 
offers several credit-generating possibilities to boost 
low-carbon fuel supply and usage, viz:
i)  Fuel pathway-based crediting: Low carbon fuels 
generate credits based on emissions reduced 
compared to the established baseline. These 
credits incentivize developers to bring more clean 
fuel options to California.
ii) Project-based crediting: This category includes 
projects for reducing emissions across the 
petroleum supply chain using measures such as 
CCUS and direct air capture.
iii) Zero-emissions vehicle infrastructure
(capacity-based) crediting: Installation of 
hydrogen and fast-charging DC infrastructure can 
generate credits based on capacity.
5.2.1.3 State Primacy for CO
2
Storage
In 2010, the US EPA created the sixth well class (Class 
VI) specifically to regulate the injection of CO
2
 into 
deep subsurface rock formations. At the time, very 
few projects were sequestering CO
2
 solely to reduce 
greenhouse gas emissions, but the EPA anticipated 
that technology development would be key to 
achieving domestic emissions reductions. Wyoming 
and North Dakota have been approved by the US 
Environmental Protection Agency (EPA) to take 
primary responsibility (‘primacy’) for regulating CO
2
 
injection for dedicated geological storage in Class VI 
wells under the Underground Injection Control 
(UIC) Program.
Texas and Louisiana have also stepped up efforts to 
assume regulatory authority for CO
2
 dedicated storage. 
Louisiana has already applied for primacy, based on a 
114
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
CCUS Policy Framework for India The OBPS is a carbon emission performance-based 
system and is similar to the EU ETS, and brings 
various industrial sectors under the federal carbon 
pricing mechanism. A standard level of carbon 
emission is set for each industry. Plant or facilities 
emitting more than the limit shall be charged for the 
additional emissions on a per tonne of CO
2
 basis. 
Plants and facilities that emit less than the set level 
earn credits, which can be used to offset future 
emissions or sold to other emitters who have higher 
emission levels. 
This kind of performance-based system incentivizes 
industries to be energy efficient and limit Scope 1 
carbon emissions through CCUS measures. The 
prerequisites for a plant or facility to be covered 
under the federal OBPS are that they should have 
reported emission of at least 50,000 tonne of CO
2
e in 
2014 or later and be located in a province following 
the federal pricing system. The sectors covered in the 
OBPS are oil and gas production, mineral processing, 
chemical production, pharmaceutical production, iron 
& steel, metal production, mining & ore processing, 
electricity generation, fertilizer production, food 
processing, pulp & paper processing and automotive 
assembly. 
The system aims to be revenue neutral, wherein the 
proceeds from the fuel charge and OBPS is disbursed 
back to the territories and provinces that have joined 
the federal system. Provinces or territories that do not 
join the federal system can formulate their own 
provincial systems, which meet the minimum national 
stringency standards or the federal benchmark or be 
replaced by the federal system. In such regions, the 
proceeds from the provincial system are to be 
delivered back to the individuals, families, and 
businesses through payments and climate action 
programmes. Table 5-2 shows the carbon pricing 
system opted for by the different provinces of Canada.
  This is accompanied by the progressive withdrawal 
of free CO
2
 emission allowance for emission 
intensive sectors, as allowed by the EU ETS
-  Introduction of a Cross Border Adjustment 
Mechanism (CBAM) to prevent carbon leakage 
and substitution of goods produced in the EU by 
imported goods from a country with lower or no 
carbon price or CO
2
 abatement requirements. 
Importers would need to buy CBAM certificates 
for the embedded carbon emission in their goods, 
thus creating a level playing field between EU and 
non-EU (high CO
2 
emitting) manufacturers.
-  Decouple economic growth from resource 
exploitation, i.e., GHG emission reductions must 
happen alongside enhanced resource usage 
efficiency. This will require technological 
advancements and fast adoption, rethinking and 
change in lifestyles, communities and businesses
-  Inclusive green transition to alleviate 
socio-economic impacts of the energy transition. 
The EU has devised the Just Transition 
Mechanism (JTM), aimed to provide targeted 
support to mobilize € 55 billion in 2021-2027 
period for the most affected regions
The financing requirement of the European Green 
Deal is estimated at €1 trillion, and is expected to be 
financed from the EU budget and EU ETS (50) and the 
InvestEU programme (balance 50%).
5.2.2.3 Norway
Within the EU, member countries, such as Norway have 
their own individual legislations and regulatory 
requirements to support the R&D and deployment of 
CCUS technologies. An example of this is the LongShip 
(‘Langskip’ in Norwegian) project which has been 
successful due to the Norweigian Government’s support 
in terms of economic benefits and stimulus for CCUS. 
The LongShip project is a CCS demonstration project in 
Norway, where annually about 400 ktpa of carbon 
captured from the Norcem’s cement factory in Brevik is 
transported by tankers to a reception terminal in the 
west coast of Norway, and then injected into saline 
aquifer storage formation through pipelines. Northern 
Lights (a JV of Equinor, Shell and Total) has developed 
the transport and storage solution, while Norcem 
developed the carbon capture section. The LongShip 
project is expected to ramp up CO
2
 capture and storage 
to 1.5 mtpa for 25 years. Two-thirds of the funding 
requirement of around USD 2.7 BB$ is expected to be 
funded from public sources.
The success of the LongShip project is largely owing 
to the CO
2
 transport and storage infrastructure 
developed by the Northern Lights project. Initially able 
to store 1.5 mtpa of CO
2
 per year, the Northern Lights 
project has the capacity to increase storage to 5 mtpa 
of CO
2
 per year. Incremental commercial CO
2
 volumes 
can be transported and stored at the Northern Lights 
facilities, thereby reducing the unit cost of CO
2
 
storage. However, while LongShip has been hailed as 
a success, the estimated CCUS cost of €144/tonne 
(capture costs of €104/tonne and  €40/tonne for CO
2
 
transport and storage costs) is significantly higher 
than the prevailing EU ETS carbon price as of early 
2022. Also, one key risk is the CO
2
 leakage from the 
underground geologic storage, as previous studies at 
the Sleipner project in the North Sea have shown the 
potential for significant leaks.
The Norwegian Government also plans to support 
CCUS projects at waste incineration plants in Bergen, 
Trondheim and Stavanger. The Government is keen to 
develop CCS in Waste-to-Energy projects as this has 
the potential of net removal of CO
2
 from the 
atmosphere, which is vital for achieving the EU’s 
net-zero emission targets by 2050.
5.2.3 Canada
Canada has a policy mechanism for supporting its 
2030 GHG reduction target of 40% from 2005 levels. 
Canada also plans to adopt a carbon pricing 
mechanism, with carbon emission emissions exceeding 
certain limits to be taxed based on a carbon pricing 
system, as stipulated by the Greenhouse Gas Pollution 
Pricing Act (GGPPA) of 2018. The GGPPA defines two 
separate pricing mechanisms: a) Federal Fuel Charge; 
and b) Output Based Pricing System (OBPS). 
The fuel charge is levied on 21 types of fuel that are 
produced (including imports) or used or on any waste 
used for the purpose of generating heat or energy. 
The fuel charge came into effect in April 2019 and the 
charge was set at CAD $ 20 per tonne of fuel. This 
charge will be stepped up by CAD $10 every year, till it 
reaches CAD $50 in 2022. The fuel charge is levied at 
the registered distributor level, as they are one of the 
earliest participants in the supply chain.
The different funding schemes cater to different 
aspects of technology development. The Innovation 
fund and Horizon Europe programme specifically 
focuses on R&D of different low carbon technologies, 
including CCUS. It also supports the demonstration of 
these technologies at pilot scale. The Innovation Fund 
is funded by the revenues collected from the EU 
Emissions Trading System (EU ETS) and unspent 
funds from the NER 300 programme. The fund 
supports both small scale (<EUR 7.5 million capital 
cost) and large scale (> EUR 7.5 million capital
cost) projects. 
The CEF was established to support transport 
networks across Europe, including cross-border CO
2
 
transportation infrastructure. The REF and JTF are 
emergency funds deployed to support EU countries 
transition to climate-neutral solutions in difficult 
times, like the coronavirus pandemic. This kind of 
support fund ensures that the countries do not deter 
from their climate goals in times of crisis. 
Horizon Europe (started in 1984) is one of the most 
significant research and innovation support 
mechanisms across Europe. It has collaboration with 
several research bodies and large-scale industries and 
links them to develop industrial solutions including 
CCUS. The programme has been responsible for 
increasing the TRL of several technologies by 
supporting their demonstration at pilot scale. 
The EU has also enacted various policy initiatives to 
support CCUS technologies and projects. The CCUS 
Directive of 2009 provides the legal framework for 
environmentally safe geological storage of CO
2
, 
ensuring risk minimization from CO
2
 storage, such as 
damage to human health and the environment. The 
restructured Renewable Energy Directive now 
supports fuels produced by CCUS. 
5.2.2.1 EU Emissions Trading System (EU ETS)
The European Union Emissions Trading System (EU 
ETS) is the world’s first GHG emissions trading 
scheme. The salient features of EU ETS are as follows:
-  Applicable for all EU countries, plus Iceland, 
Liechtenstein and Norway
- Limits emissions from around 10,000 GHG emitters 
across power and industrial sector, as well as 
airlines operating between participating countries
-  Covers around 40% of the total GHG emissions of 
the participating countries
-  The EU ETS framework has been revised multiple 
times since its inception in 2005. Presently, the 
4
th
 trading phase is underway (2021-2030). The 
legislative framework for this 4
th
 phase was 
revised to ensure emissions reductions in line with 
EU’s 2030 emissions reduction target, i.e., ~40% 
reduction in GHG emissions by 2030 as compared 
to 1990 levels
-  Follows a ‘cap and trade’ mechanism, where a cap 
(or limit) is set on each installation/facility for 
total permissible GHG emissions, where the cap is 
reduced over time. Within the cap, installations 
buy and receive emission allowances (i.e., 
emissions trading) with each other. The market 
determines the emissions trading price and hence 
adds a carbon cost to the industry.
Facilities participating in the EU ETS scheme have 
reduced their GHG emissions by 35% in 2019, compared 
to 2005, indicating the success of the scheme. The EU 
policy support for CCUS is further strengthened by the 
European Green Deal and 2030 Climate and Energy 
Framework, wherein CCUS will be an integral tool in 
achieving the target of reducing net GHG emissions by 
at least 55% below the 1990 levels and EU becoming 
the first climate-neutral continent by 2050. 
5.2.2.2 European Green Deal
The European Green Deal was approved in 2020 and 
provides a set of policy initiatives aimed at making EU 
climate neutral by 2050, i.e., no net GHG emissions by 
2050. The 2030 GHG emissions reduction target is 
55% below 1990 levels. The Green Deal proposes to 
review existing climate goals and redesign public 
policies, and also introduce new legislation across EU 
ETS, energy taxation, energy efficiency, 
aviation/transport fuel regulations, GHG emissions 
standards and regulations, land use, forestry and 
agriculture regulations, creating a social climate fund 
and carbon border adjustment mechanism. The three 
main goals of the European Green Deal are:
-  Achieve net-zero emissions by 2050 by proposing 
specific strategies that can help curb emissions 
across all sectors, with a strong focus on energy, 
which makes up more than 75% of the total 
EU-27’s greenhouses gas emissions.
- Reduction of the emissions cap allowed under the 
EU ETS, so that the ETS is aligned to the “Fit for 55” 
target of 55% GHG reduction by the year 2030. 
115
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
CCUS Policy Framework for India The OBPS is a carbon emission performance-based 
system and is similar to the EU ETS, and brings 
various industrial sectors under the federal carbon 
pricing mechanism. A standard level of carbon 
emission is set for each industry. Plant or facilities 
emitting more than the limit shall be charged for the 
additional emissions on a per tonne of CO
2
 basis. 
Plants and facilities that emit less than the set level 
earn credits, which can be used to offset future 
emissions or sold to other emitters who have higher 
emission levels. 
This kind of performance-based system incentivizes 
industries to be energy efficient and limit Scope 1 
carbon emissions through CCUS measures. The 
prerequisites for a plant or facility to be covered 
under the federal OBPS are that they should have 
reported emission of at least 50,000 tonne of CO
2
e in 
2014 or later and be located in a province following 
the federal pricing system. The sectors covered in the 
OBPS are oil and gas production, mineral processing, 
chemical production, pharmaceutical production, iron 
& steel, metal production, mining & ore processing, 
electricity generation, fertilizer production, food 
processing, pulp & paper processing and automotive 
assembly. 
The system aims to be revenue neutral, wherein the 
proceeds from the fuel charge and OBPS is disbursed 
back to the territories and provinces that have joined 
the federal system. Provinces or territories that do not 
join the federal system can formulate their own 
provincial systems, which meet the minimum national 
stringency standards or the federal benchmark or be 
replaced by the federal system. In such regions, the 
proceeds from the provincial system are to be 
delivered back to the individuals, families, and 
businesses through payments and climate action 
programmes. Table 5-2 shows the carbon pricing 
system opted for by the different provinces of Canada.
  This is accompanied by the progressive withdrawal 
of free CO
2
 emission allowance for emission 
intensive sectors, as allowed by the EU ETS
-  Introduction of a Cross Border Adjustment 
Mechanism (CBAM) to prevent carbon leakage 
and substitution of goods produced in the EU by 
imported goods from a country with lower or no 
carbon price or CO
2
 abatement requirements. 
Importers would need to buy CBAM certificates 
for the embedded carbon emission in their goods, 
thus creating a level playing field between EU and 
non-EU (high CO
2 
emitting) manufacturers.
-  Decouple economic growth from resource 
exploitation, i.e., GHG emission reductions must 
happen alongside enhanced resource usage 
efficiency. This will require technological 
advancements and fast adoption, rethinking and 
change in lifestyles, communities and businesses
-  Inclusive green transition to alleviate 
socio-economic impacts of the energy transition. 
The EU has devised the Just Transition 
Mechanism (JTM), aimed to provide targeted 
support to mobilize € 55 billion in 2021-2027 
period for the most affected regions
The financing requirement of the European Green 
Deal is estimated at €1 trillion, and is expected to be 
financed from the EU budget and EU ETS (50) and the 
InvestEU programme (balance 50%).
5.2.2.3 Norway
Within the EU, member countries, such as Norway have 
their own individual legislations and regulatory 
requirements to support the R&D and deployment of 
CCUS technologies. An example of this is the LongShip 
(‘Langskip’ in Norwegian) project which has been 
successful due to the Norweigian Government’s support 
in terms of economic benefits and stimulus for CCUS. 
The LongShip project is a CCS demonstration project in 
Norway, where annually about 400 ktpa of carbon 
captured from the Norcem’s cement factory in Brevik is 
transported by tankers to a reception terminal in the 
west coast of Norway, and then injected into saline 
aquifer storage formation through pipelines. Northern 
Lights (a JV of Equinor, Shell and Total) has developed 
the transport and storage solution, while Norcem 
developed the carbon capture section. The LongShip 
project is expected to ramp up CO
2
 capture and storage 
to 1.5 mtpa for 25 years. Two-thirds of the funding 
requirement of around USD 2.7 BB$ is expected to be 
funded from public sources.
The success of the LongShip project is largely owing 
to the CO
2
 transport and storage infrastructure 
developed by the Northern Lights project. Initially able 
to store 1.5 mtpa of CO
2
 per year, the Northern Lights 
project has the capacity to increase storage to 5 mtpa 
of CO
2
 per year. Incremental commercial CO
2
 volumes 
can be transported and stored at the Northern Lights 
facilities, thereby reducing the unit cost of CO
2
 
storage. However, while LongShip has been hailed as 
a success, the estimated CCUS cost of €144/tonne 
(capture costs of €104/tonne and  €40/tonne for CO
2
 
transport and storage costs) is significantly higher 
than the prevailing EU ETS carbon price as of early 
2022. Also, one key risk is the CO
2
 leakage from the 
underground geologic storage, as previous studies at 
the Sleipner project in the North Sea have shown the 
potential for significant leaks.
The Norwegian Government also plans to support 
CCUS projects at waste incineration plants in Bergen, 
Trondheim and Stavanger. The Government is keen to 
develop CCS in Waste-to-Energy projects as this has 
the potential of net removal of CO
2
 from the 
atmosphere, which is vital for achieving the EU’s 
net-zero emission targets by 2050.
5.2.3 Canada
Canada has a policy mechanism for supporting its 
2030 GHG reduction target of 40% from 2005 levels. 
Canada also plans to adopt a carbon pricing 
mechanism, with carbon emission emissions exceeding 
certain limits to be taxed based on a carbon pricing 
system, as stipulated by the Greenhouse Gas Pollution 
Pricing Act (GGPPA) of 2018. The GGPPA defines two 
separate pricing mechanisms: a) Federal Fuel Charge; 
and b) Output Based Pricing System (OBPS). 
The fuel charge is levied on 21 types of fuel that are 
produced (including imports) or used or on any waste 
used for the purpose of generating heat or energy. 
The fuel charge came into effect in April 2019 and the 
charge was set at CAD $ 20 per tonne of fuel. This 
charge will be stepped up by CAD $10 every year, till it 
reaches CAD $50 in 2022. The fuel charge is levied at 
the registered distributor level, as they are one of the 
earliest participants in the supply chain.
-  The EU ETS framework has been revised multiple 
times since its inception in 2005. Presently, the 4
th
 trading phase is underway (2021-2030). The 
legislative framework for this 4
th
 phase was 
revised to ensure emissions reductions in line with EU’s 2030 emissions reduction target, i.e., ~40% reduction in GHG emissions by 2030 as compared to 1990 levels
-  Follows a ‘cap and trade’ mechanism, where a cap 
(or limit) is set on each installation/facility for total permissible GHG emissions, where the cap is reduced over time. Within the cap, installations buy and receive emission allowances (i.e., emissions trading) with each other. The market determines the emissions trading price and hence adds a carbon cost to the industry.
Facilities participating in the EU ETS scheme have reduced their GHG emissions by 35% in 2019, compared to 2005, indicating the success of the scheme. The EU policy support for CCUS is further strengthened by the European Green Deal and 2030 Climate and Energy Framework, wherein CCUS will be an integral tool in achieving the target of reducing net GHG emissions by at least 55% below the 1990 levels and EU becoming the first climate-neutral continent by 2050. 
5.2.2.2 European Green Deal
The European Green Deal was approved in 2020 and 
provides a set of policy initiatives aimed at making EU 
climate neutral by 2050, i.e., no net GHG emissions by 
2050. The 2030 GHG emissions reduction target is 
55% below 1990 levels. The Green Deal proposes to 
review existing climate goals and redesign public 
policies, and also introduce new legislation across EU 
ETS, energy taxation, energy efficiency, 
aviation/transport fuel regulations, GHG emissions 
standards and regulations, land use, forestry and 
agriculture regulations, creating a social climate fund 
and carbon border adjustment mechanism. The three 
main goals of the European Green Deal are:
-  Achieve net-zero emissions by 2050 by proposing 
specific strategies that can help curb emissions 
across all sectors, with a strong focus on energy, 
which makes up more than 75% of the total 
EU-27’s greenhouses gas emissions.
- Reduction of the emissions cap allowed under the 
EU ETS, so that the ETS is aligned to the “Fit for 55” 
target of 55% GHG reduction by the year 2030. 
116
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
CCUS Policy Framework for India Table 5 2: Carbon Pricing System Adopted by Different Provinces of Canada
The OBPS is a carbon emission performance-based 
system and is similar to the EU ETS, and brings 
various industrial sectors under the federal carbon 
pricing mechanism. A standard level of carbon 
emission is set for each industry. Plant or facilities 
emitting more than the limit shall be charged for the 
additional emissions on a per tonne of CO
2
 basis. 
Plants and facilities that emit less than the set level 
earn credits, which can be used to offset future 
emissions or sold to other emitters who have higher 
emission levels. 
This kind of performance-based system incentivizes 
industries to be energy efficient and limit Scope 1 
carbon emissions through CCUS measures. The 
prerequisites for a plant or facility to be covered 
under the federal OBPS are that they should have 
reported emission of at least 50,000 tonne of CO
2
e in 
2014 or later and be located in a province following 
the federal pricing system. The sectors covered in the 
OBPS are oil and gas production, mineral processing, 
chemical production, pharmaceutical production, iron 
& steel, metal production, mining & ore processing, 
electricity generation, fertilizer production, food 
processing, pulp & paper processing and automotive 
assembly. 
The system aims to be revenue neutral, wherein the 
proceeds from the fuel charge and OBPS is disbursed 
back to the territories and provinces that have joined 
the federal system. Provinces or territories that do not 
join the federal system can formulate their own 
provincial systems, which meet the minimum national 
stringency standards or the federal benchmark or be 
replaced by the federal system. In such regions, the 
proceeds from the provincial system are to be 
delivered back to the individuals, families, and 
businesses through payments and climate action 
programmes. Table 5-2 shows the carbon pricing 
system opted for by the different provinces of Canada.
States
Federal
system
Provincial
system
Federal cum
provincial system
Yukon √   
Nunavut √  
Manitoba √  
Alberta  √   
Saskatchewan  √ 
Ontario  √ 
Prince Edward Island  √  
British Columbia    √  
Northwest Territories    √
Quebec   √
Newfoundland and Labrador    √
Nova Scotia   √
New Brunswick    √
  This is accompanied by the progressive withdrawal 
of free CO
2
 emission allowance for emission 
intensive sectors, as allowed by the EU ETS
-  Introduction of a Cross Border Adjustment 
Mechanism (CBAM) to prevent carbon leakage and substitution of goods produced in the EU by imported goods from a country with lower or no carbon price or CO
2
 abatement requirements. 
Importers would need to buy CBAM certificates 
for the embedded carbon emission in their goods, 
thus creating a level playing field between EU and 
non-EU (high CO
2 
emitting) manufacturers.
-  Decouple economic growth from resource 
exploitation, i.e., GHG emission reductions must 
happen alongside enhanced resource usage 
efficiency. This will require technological 
advancements and fast adoption, rethinking and 
change in lifestyles, communities and businesses
-  Inclusive green transition to alleviate 
socio-economic impacts of the energy transition. 
The EU has devised the Just Transition 
Mechanism (JTM), aimed to provide targeted 
support to mobilize € 55 billion in 2021-2027 
period for the most affected regions
The financing requirement of the European Green 
Deal is estimated at €1 trillion, and is expected to be 
financed from the EU budget and EU ETS (50) and the 
InvestEU programme (balance 50%).
5.2.2.3 Norway
Within the EU, member countries, such as Norway have 
their own individual legislations and regulatory 
requirements to support the R&D and deployment of 
CCUS technologies. An example of this is the LongShip 
(‘Langskip’ in Norwegian) project which has been 
successful due to the Norweigian Government’s support 
in terms of economic benefits and stimulus for CCUS. 
The LongShip project is a CCS demonstration project in 
Norway, where annually about 400 ktpa of carbon 
captured from the Norcem’s cement factory in Brevik is 
transported by tankers to a reception terminal in the 
west coast of Norway, and then injected into saline 
aquifer storage formation through pipelines. Northern 
Lights (a JV of Equinor, Shell and Total) has developed 
the transport and storage solution, while Norcem 
developed the carbon capture section. The LongShip 
project is expected to ramp up CO
2
 capture and storage 
to 1.5 mtpa for 25 years. Two-thirds of the funding 
requirement of around USD 2.7 BB$ is expected to be 
funded from public sources.
The success of the LongShip project is largely owing 
to the CO
2
 transport and storage infrastructure 
developed by the Northern Lights project. Initially able 
to store 1.5 mtpa of CO
2
 per year, the Northern Lights 
project has the capacity to increase storage to 5 mtpa 
of CO
2
 per year. Incremental commercial CO
2
 volumes 
can be transported and stored at the Northern Lights 
facilities, thereby reducing the unit cost of CO
2
 
storage. However, while LongShip has been hailed as 
a success, the estimated CCUS cost of €144/tonne 
(capture costs of €104/tonne and  €40/tonne for CO
2
 
transport and storage costs) is significantly higher 
than the prevailing EU ETS carbon price as of early 
2022. Also, one key risk is the CO
2
 leakage from the 
underground geologic storage, as previous studies at 
the Sleipner project in the North Sea have shown the 
potential for significant leaks.
The Norwegian Government also plans to support 
CCUS projects at waste incineration plants in Bergen, 
Trondheim and Stavanger. The Government is keen to 
develop CCS in Waste-to-Energy projects as this has 
the potential of net removal of CO
2
 from the 
atmosphere, which is vital for achieving the EU’s 
net-zero emission targets by 2050.
5.2.3 Canada
Canada has a policy mechanism for supporting its 
2030 GHG reduction target of 40% from 2005 levels. 
Canada also plans to adopt a carbon pricing 
mechanism, with carbon emission emissions exceeding 
certain limits to be taxed based on a carbon pricing 
system, as stipulated by the Greenhouse Gas Pollution 
Pricing Act (GGPPA) of 2018. The GGPPA defines two 
separate pricing mechanisms: a) Federal Fuel Charge; 
and b) Output Based Pricing System (OBPS). 
The fuel charge is levied on 21 types of fuel that are 
produced (including imports) or used or on any waste 
used for the purpose of generating heat or energy. 
The fuel charge came into effect in April 2019 and the 
charge was set at CAD $ 20 per tonne of fuel. This 
charge will be stepped up by CAD $10 every year, till it 
reaches CAD $50 in 2022. The fuel charge is levied at 
the registered distributor level, as they are one of the 
earliest participants in the supply chain.
-  The EU ETS framework has been revised multiple 
times since its inception in 2005. Presently, the 
4
th
 trading phase is underway (2021-2030). The 
legislative framework for this 4
th
 phase was 
revised to ensure emissions reductions in line with 
EU’s 2030 emissions reduction target, i.e., ~40% 
reduction in GHG emissions by 2030 as compared 
to 1990 levels
-  Follows a ‘cap and trade’ mechanism, where a cap 
(or limit) is set on each installation/facility for 
total permissible GHG emissions, where the cap is 
reduced over time. Within the cap, installations 
buy and receive emission allowances (i.e., 
emissions trading) with each other. The market 
determines the emissions trading price and hence 
adds a carbon cost to the industry.
Facilities participating in the EU ETS scheme have 
reduced their GHG emissions by 35% in 2019, compared 
to 2005, indicating the success of the scheme. The EU 
policy support for CCUS is further strengthened by the 
European Green Deal and 2030 Climate and Energy 
Framework, wherein CCUS will be an integral tool in 
achieving the target of reducing net GHG emissions by 
at least 55% below the 1990 levels and EU becoming 
the first climate-neutral continent by 2050. 
5.2.2.2 European Green Deal
The European Green Deal was approved in 2020 and 
provides a set of policy initiatives aimed at making EU 
climate neutral by 2050, i.e., no net GHG emissions by 
2050. The 2030 GHG emissions reduction target is 
55% below 1990 levels. The Green Deal proposes to 
review existing climate goals and redesign public 
policies, and also introduce new legislation across EU 
ETS, energy taxation, energy efficiency, 
aviation/transport fuel regulations, GHG emissions 
standards and regulations, land use, forestry and 
agriculture regulations, creating a social climate fund 
and carbon border adjustment mechanism. The three 
main goals of the European Green Deal are:
-  Achieve net-zero emissions by 2050 by proposing 
specific strategies that can help curb emissions 
across all sectors, with a strong focus on energy, 
which makes up more than 75% of the total 
EU-27’s greenhouses gas emissions.
- Reduction of the emissions cap allowed under the 
EU ETS, so that the ETS is aligned to the “Fit for 55” 
target of 55% GHG reduction by the year 2030. 
CCUS development in Canada is concentrated in  Alberta and Saskatchewan. Both the provinces have  CCUS supportive regulations equivalent to the GGPPA  norms. The province of Saskatchewan has entered  into an agreement with the Federal Government  wherein at least 40% of electricity shall be generated 
from non-emitting sources, which would lead to the  phasing out of coal based power plants without CCUS.  This would also incentivize retrofitting coal-based  power plants with CCUS technology to ensure their  continued operations.
117
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
CCUS Policy Framework for India Alberta has adopted the Technology Innovation and 
Emissions Reduction Implementation Act (TIER). TIER 
is a provincial policy measure which sets the CO
2
 
emission benchmark for emission-intensive industries 
and a CO
2
 price of CAD $30 per tonne for emissions 
above the benchmark. Facilities with emissions below 
the benchmark earn emission performance credits, 
which can be traded/sold with other regulated 
authorities. CCUS is an eligible technology for CO
2
 
emission reduction under TIER. The Government of 
Alberta has also supported and funded CCUS project 
development through a CAD 80 MM$ Industrial 
Energy Efficiency and Carbon Capture Utilization and 
Storage Grant Program, for funding up to 75% of 
project expenses up to CAD 20 MM$. Grant support 
has been provided to many CCUS projects such as 
Boundary Dam (2014), Quest (2015), ACTL-Agrium 
(2020), and ACTL- North West Sturgeon Refinery 
(2020). In particular, the ACTL project has received 
grant support CAD 558 MM$ from the Government of 
Alberta and Canada. To address CO
2
 storage risks, the 
Canadian Government has also introduced laws 
regarding the long-term liabilities surrounding CO
2
 
storage.
5.2.4 UK
The UK Government’s decarbonization plans are 
guided by four main principles: 
-  no mandates on consumers to replace existing 
products or infrastructure
-  implementation of fair carbon pricing by the 
Government
-  economic assistance to low-income consumers 
-  incentives to businesses for deploying low-carbon 
technology
A new element of the UK’s policy is the carbon price. 
In 2021, a new UK Emissions Trading Scheme covering 
energy-intensive industries, power generation, and 
certain parts of aviation was implemented. By 2023, 
an emissions cap will be implemented for a net zero 
trajectory and strategy. The aim is to have CCUS 
projects for capturing 10 mtpa CO
2
 by 2030, to be 
expanded to 20–30 mtpa subsequently. The CCUS 
deployment goal aims at establishing two CCUS 
clusters by 2025 and two more by 2030. Clusters 
would be based on the co-location of coast based 
industries and electricity generating facilities and CO
2
 
storage facilities, similar to the approach taken in the 
United States, Australia and China. 
The Climate Change Act of 2008 has mandated the 
creation of “carbon budgets,” which set 
emissions-reduction objectives in five-year intervals. 
The UK has nearly eliminated coal based electricity 
generation, increased industrial and building 
efficiency, and reduced methane emissions from fossil 
fuels. According to the most recent carbon budget, 
the UK will need to collect 47 mtpa of CO
2
 per year by 
2050 to achieve net-zero emissions. Accordingly, the 
2018 CCUS Deployment Pathway Action Plan outlines 
the targets for addressing policy impediments and 
establishing market mechanisms for CCUS. The 
approach is based on industry consultation and 
identification of viable CCUS business models and 
supply chains. 
The UK government has also invested in R&D and 
CCUS demonstration projects and has allocated USD 
61.2 MM$ for the same. The UK Government is also 
supporting the CCUS Innovation 2.0 competition, 
which pledges USD 26.5 MM$ in grants to new 
technologies or processes that reduce the cost of 
CCUS.
Additionally, the UK Government is considering 
economic support for projects in different parts of the 
CCUS value chain, including CO
2
 transit and storage, 
industrial and power projects with CCUS. The UK 
Government is employing a “build it and they will 
come” strategy for CO
2
 transportation and storage, 
providing funding to the first movers ready to build 
CCUS infrastructure and guaranteeing a rate of 
return. When supply is likely to surpass demand 
during the initial phases, the USD 1.4 BB$ CCUS 
Infrastructure Fund (CIF) will help in covering capital 
expenses. Then, under an Economic Regulatory 
Regime, transportation and storage providers will be 
granted licences to charge user fees to CO
2
 emitters 
at a regulated rate of return.
118
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
CCUS Policy Framework for India Industrial CCUS will also be provided financial 
assistance similar to transportation and storage. 
Industrial facilities using CCUS can seek funding from 
the USD 435 MM$ CIF or the Industrial Energy 
Transformation Initiative (IETF) to de-risk feasibility 
studies and early deployment projects. Mining, 
manufacturing, material recovery and recycling, and 
data centres are eligible for the IETF. An Industrial 
Carbon Capture contract between the project owner 
and a government-appointed counterparty will provide 
ongoing financial support. The counterparty will pay a 
strike price based on estimated operational costs that 
have been negotiated. Power plants with CCUS will not 
receive capital support for construction but can receive 
ongoing economic support and operational subsidies. 
Power plants with CCUS will enter into Dispatchable 
Power Agreements with a government-appointed 
counterparty, which will pay an availability payment for 
capacity and a variable payment so that electricity from 
CCUS based plants is less expensive than from 
unabated fossil fuel based plants.
The deployment strategy for CCUS in the United 
Kingdom focuses on creating CCUS clusters in industrial 
hubs around the country. The two CCUS clusters 
initially identified are the Teeside and Humber cluster 
on the North Sea. The Scottish cluster has been 
designated as a “reserve cluster” in the event that one 
of the two selections fails to reach an agreement with 
the UK Government during discussions. The clusters 
plan to capture carbon from fossil fuel power 
generation, biomass power production, hydrogen 
production, nitrogen production, steel production, and 
waste-to-energy initiatives. The selected clusters, as 
well as other clusters that have been evaluated, are 
primarily located near the North Sea, home to much of 
the UK’s oil and gas production. The UK Government is 
also supporting the domestic oil and gas industry in 
lowering carbon emissions by supporting joint 
investments of up to USD 4 BB$ in CCUS projects.
5.2.5 Australia
Australia has been working proactively towards 
achieving its emissions reduction targets and aims to be 
a net-zero economy by 2050. The Australian 
Government has identified CCUS as a crucial element of 
achieving net-zero and articulated the same in their 
Low Emission Technology Statement (LETS). The 
Australian Government is providing grant funding, 
regulation amendment and policy support for 
promoting the development of CCUS infrastructure. 
By 2030, the Australian Government plans to invest 
AUD 20 BB$ in low emissions technology, including 
CCUS, and have made a series of investments in CCUS 
technology development in the form of grant support. 
In 2021, the Australian Government also launched an 
AUD 250 MM$ programme called the “CCUS Hubs and 
Technologies Programme” to develop collaborative 
partnerships and make CCUS deployment affordable at 
a commercial scale. A part of the programme 
(“Technology stream”) will fund R&D for scaling up of 
CCUS technologies and identification of viable CO
2
 
storage sites; the second part (“Hubs stream”) will fund 
the design and development of CCUS transportation 
and hubs infrastructure that can be shared by 
co-located CO
2
 emitters. 
Another example of grant support by the Australian 
Government is the Carbon Capture, Use and Storage 
Development Fund of AUD 50 MM$, which supports six 
projects for the development of carbon capture 
technology and demonstration in different industries, 
along with CO
2
 storage or utilization. 
The Australian Government has also implemented 
regulations to incentivize private sector investment in 
CCUS to ensure emission reductions. The “Offshore 
Petroleum and Greenhouse Gas Storage Act 2006  
(OPGGSA)” was amended in May 2020 to allow CO
2
 
injection and storage across state and territorial 
jurisdictions. The Australian Government has also made 
emission reduction performance-based regulatory 
standards and obligations a requisite for the approval of 
storage projects. An example is the Gorgon CCUS 
project, where a necessary condition for project 
approval was the injection of at least 80% of the CO
2
 
emitted by the plant. 
One of the key risks in CCUS projects is the long-term 
storage liability of CO
2
, which demotivates private 
investors. As a risk mitigation measure, the Australian 
Government has enacted legislation related to long 
term storage liability, which enables project 
developers/CO
2
 storage site owners to obtain a 
declaration for the end of the “Closure Assurance 
Period” 15 years after a CCUS site closure, post which 
the project developer/CO
2
 storage site owner shall no 
longer be liable for damages to the storage site and will 
have indemnity for any liability occurring after the 
Closure Assurance Period.
119
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
CCUS Policy Framework for India 5.3 CCUS Policy Framework for India
Based on the review of the prevailing policy mechanisms in different parts of the world, it is clear that there are two 
clear policy choices/approaches for India to adopt, i.e.
a) Carbon credits/incentives based policy
b) Carbon tax based policy
A comparison of the two policy approaches is provided in Table 5-3.
Table 5-3: Comparison of Carbon Credits/Incentives and Carbon Tax Based Policy
Policy typeCarbon tax based policyCarbon credits based policy
-  Incentivizes CCUS adoption & drives down 
the cost of capture
-  Establishes markets for 
carbon-based products
-  Offsets carbon capture costs through 
financial instruments and future taxes & 
growth
-  Most suitable for decarbonization of 
existing industrial asset base
Tax credit equity trading
-  US 45Q tax credits
-  Netherlands’ SDE++ scheme
-  UK power sector 
Contracts-for-Difference (CfD)
-  UK CCUS Infrastructure fund
-  EU Innovation fund
-  Petra Nova CCUS (USA)
-  Gorgon LNG (Australia)
-  US 45Q tax credit: 
 • up to 60 USD/t CO
2
 for EOR & conv. 
•  up to 85 USD/t CO
2
 for storage
•  up to 180 USD/t CO
2
 for DAC
-  Australia: AUD 60 MM$ for 
Gorgon LNG project
-  Canada: CAD 865 MM$ for Quest
Developing economy like India
-  May not directly incentivize CCUS
-  CCUS not established in India - 
acceptability and affordability of 
carbon tax is uncertain 
-  Eventually required in the long term
-  Potential near term problems:
•  May lead to industrial migration 
  and loss of competitiveness
•  Effectiveness questionable 
  in the near term
Carbon emissions trading
-  EU ETS
-  China ETS
-  Norway CO
2
 tax
-  Canada Output-Based 
Pricing System (OBPS)
-  California cap-and-trade
-  Sleipner (Norway) 
-  Snøhvit (Norway)
-  EU ETS: 34 Eur/t CO
2 
-  Canada ETS: 
•  2021: 30 USD/t CO
2 
•  2030: 170 USD/t CO
2
- Norway: 
•  2021: 590 NOK (~70 USD) /t CO
2
 
•  2030: 2000 NOK (~237 USD)/t CO
2
Developed economies like EU
Key aspects of
the Policy
Trading scheme
Application
examples
CCUS project
examples
Suitability
Carbon subsidy/tax
examples
120
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
CCUS Policy Framework for India The oversized carbon disposition infrastructure would 
be too large for single users but rather be designed for 
multiple users/emitters. 
The anchor project would be large CO
2
 emitters, viz. a 
thermal power plant or a large industrial facility, which 
can cover the initial infrastructure costs, thereby 
enabling cost-effective CCUS deployment based on 
incremental capital and operating expenses. Emitting 
industrial clusters are frequently co-located with power 
generation facilities, thus providing substantial 
capturable CO
2
 sources. The CO
2
 disposition can be 
spread across multiple but reasonably closely located 
geological sequestration sites and/or oil fields for 
enhanced oil recovery (EOR). 
Both emitters and storage sites need to interconnect 
through hubs, similar to the natural gas distribution 
industry, where pipeline networks are interconnected 
in order to collect gas from many different production 
fields, and to distribute the gas in the market. One hub 
would service the collection of CO
2
 from a capture 
cluster or distribution of CO
2
 to a storage cluster, as 
depicted in Figure 5-1. Hubs can be built at the capture, 
collection, or storage end of a multi-user pipeline or 
both (forming capture/collection or storage hubs). 
Depending on the individual emissions sources within 
the cluster, the volume and composition of the 
captured CO
2
 can vary significantly. Collection and 
storage hubs will offer compressed CO
2
 transportation 
services, thus substantially lowering the cost of 
transportation infrastructure between point source 
emitters and CO
2
 injection points. 
The elements along the CCUS value chain (CO
2
 source, 
capture, transport, injection, and storage) are brought 
together in a CCUS hub and cluster network, with 
multiple co-located (clustered) source capture 
facilities (of the same or different types) supplying 
CO
2
 to a shared “oversized” transport and storage 
system. With the growth of the CO
2
 supplier or emitter 
base, the transport and storage infrastructure must 
expand through multiple transport pipelines, injection 
facilities, and storage formations (depending upon 
local geological characteristics). Multiple and high 
concentration sources of CO
2
 in a close geographical 
location with neighbouring storage capacity will make 
the CCUS infrastructure effective & economical. 
Table 5-4: Key Elements of a CCUS Policy Framework for India
The key elements to be considered while formulating a CCUS policy framework for India are tabulated in Table 5-4. 
ElementDetails
-  In the near term, CCUS policy should be carbon credits or incentives based, to seed 
and promote the CCUS sector in India through tax and cash credits
-  Over time (probably beyond 2050), the policy should transition to carbon taxes, so 
as to enable reaching India’s net zero goals by 2070
-  The policy should establish early stage financing and funding mechanisms for 
CCUS projects
-  Regional hub & cluster models need to be established to drive economies of scale
-  The role of emitters, aggregators, hub operator, disposers and conversion agents 
needs to be defined
-  Preferential procurement in Government tenders for low carbon or 
carbon abated products
-  Incentives to foster innovation for low carbon products through schemes like PLI
-  Distribution of benefits of economic value added created to communities most 
affected by environmental and climate change
-  Protection of communities and jobs, especially in sectors affected by clean energy 
regulations
-  Regulated emission levels and allowances for different sector
-  Adoption of Life Cycle Analysis (LCA) framework to take into account Scope 2 and 
Scope 3 emissions and drive effective carbon abatement
-  Limiting the CO
2
 liability and ownership of participants across the 
CCUS value chain
-  Monitoring, Verification and Accounting (MVA) framework and monitoring 
for risk management
Policy path
Hub & cluster
business model
Low carbon products
Environmental and
social justice
Accounting and
regulatory framework
Risk mitigation
5.4 CCUS Clusters for CO
2
Capture and Disposition at Scale
The key to a successful CCUS policy for India is a 
framework that supports the creation of sustainable 
and viable markets for CCUS projects. The framework 
must consider the fact that the private sector is 
unlikely to invest in CCUS unless there are sufficient 
incentives to do so (or conversely penalties from 
inaction), or unless it can benefit from the sale of CO
2
 
or gain credits for emissions avoided under carbon 
pricing regimes. Direct capital grants, tax credits, 
carbon pricing schemes, operational subsidies, 
regulatory requirements, and public procurement 
preference for low-carbon products are some of the 
policy measures required for CCUS to become a 
reality in India. In this section we look at the concept 
of CCUS clusters required for CO
2
 capture and 
disposition at scale, and how policy mechanisms can 
drive and support the same.
5.4.1 Basic Concept
The concept of clusters is well established in the 
economics of industrial development. An industry 
cluster is a geographic concentration of 
interconnected businesses, suppliers, and associated 
organizations in a specific geographical area. For 
CCUS, clusters will be advantageous for 
emissions-intensive facilities (both industrial facilities 
and power plants) co-located in geographical clusters 
and provide incentives to CO
2
 emitters to form a 
capture cluster, which can be connected to a 
large-scale CO
2
 storage site using an oversized 
shared transport infrastructure, as well as options 
for utilization of CO
2
 to produce low carbon 
downstream products.
121
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
CCUS Policy Framework for India The oversized carbon disposition infrastructure would 
be too large for single users but rather be designed for 
multiple users/emitters. 
The anchor project would be large CO
2
 emitters, viz. a 
thermal power plant or a large industrial facility, which 
can cover the initial infrastructure costs, thereby 
enabling cost-effective CCUS deployment based on 
incremental capital and operating expenses. Emitting 
industrial clusters are frequently co-located with power 
generation facilities, thus providing substantial 
capturable CO
2
 sources. The CO
2
 disposition can be 
spread across multiple but reasonably closely located 
geological sequestration sites and/or oil fields for 
enhanced oil recovery (EOR). 
Both emitters and storage sites need to interconnect 
through hubs, similar to the natural gas distribution 
industry, where pipeline networks are interconnected 
in order to collect gas from many different production 
fields, and to distribute the gas in the market. One hub 
would service the collection of CO
2
 from a capture 
cluster or distribution of CO
2
 to a storage cluster, as 
depicted in Figure 5-1. Hubs can be built at the capture, 
collection, or storage end of a multi-user pipeline or 
both (forming capture/collection or storage hubs). 
Depending on the individual emissions sources within 
the cluster, the volume and composition of the 
captured CO
2
 can vary significantly. Collection and 
storage hubs will offer compressed CO
2
 transportation 
services, thus substantially lowering the cost of 
transportation infrastructure between point source 
emitters and CO
2
 injection points. 
The elements along the CCUS value chain (CO
2
 source, 
capture, transport, injection, and storage) are brought 
together in a CCUS hub and cluster network, with 
multiple co-located (clustered) source capture 
facilities (of the same or different types) supplying 
CO
2
 to a shared “oversized” transport and storage 
system. With the growth of the CO
2
 supplier or emitter 
base, the transport and storage infrastructure must 
expand through multiple transport pipelines, injection 
facilities, and storage formations (depending upon 
local geological characteristics). Multiple and high 
concentration sources of CO
2
 in a close geographical 
location with neighbouring storage capacity will make 
the CCUS infrastructure effective & economical. 
Figure 5-1: CCUS Hub and Cluster Framework
H
1
Source: Global CCS Institute
STEEL PLANT
FERTILISER
PLANT
NATURAL GAS
PROCESSING
REFINING POWER PLANT
CEMENT PLANT BIOMASS
OFFSHORE
CO
2
STORAGE
ONSHORE
CO
2
STORAGE
CO
2
HYDROGEN
PRODUCTION
CO
2
COLLECTION HUB
CO
2
TRANSPORT
122
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
CCUS Policy Framework for India 5.4.2 Economic and Business Rationale for
CCUS Hubs and Clusters
The development and deployment of CCUS at scale 
requires the development of not only the technologies 
for CO
2
 capture and use, but also the implementation 
of enabling transportation infrastructure and markets 
at Giga-tonne (GT) scale, along with the development 
of a complete value chain of capture, aggregation, 
transportation, disposition and use or storage. An 
effective CCUS hub and cluster framework will 
incentivize participants across the CCUS value chain by 
providing seamless access to CCUS infrastructure, 
minimize costs and coordination issues, offer 
opportunities to maximize benefits/profits and de-risk 
investments by widening the market, and abrogate the 
necessity of bilateral agreements between CO
2
 sources 
and sinks.
For CCUS hubs and clusters to be effective, 
they need to:
-  Provide sufficient incentives for both sources (CO
2
 
emitters) and sinks of CO
2
 (CO
2
 end-users) to 
participate in the market, as well as CO
2
 
aggregators and CO
2
 marketers. This is especially 
relevant when entry involves large fixed costs that 
could limit participation
-  Aggregate carbon emissions across emitters to 
create economies of scale
-  Exploit different storage and use patterns across 
geographical regions or clusters
-  Enable market clearing of CO
2
 demand and 
supply within and across regions through 
interconnecting hubs
-  Recognize the heterogeneity of emitters, and 
provide them open access to the hub and cluster 
network for CO
2
 disposition
CO
2
Pricing and the Necessity of Markets
Capture costs are dependent on a number of factors, 
including the source, density and purity of the CO
2
 
emission stream. Transportation costs depend on 
volume and distance, and injection costs depend on 
volume and site location. If a utilization opportunity 
exists, the costs depend on the application, with 
enhanced oil recovery (EOR) being an injection activity 
while applications like chemicals or advanced materials 
being dependent on a host of other factors. The build 
up of these costs across the CCUS value chain can 
become the substantial and prevent the development 
and implementation of CCUS projects.
Hence there is a necessity for a market model for 
encouraging and incentivizing scale & innovation, 
leading to lower costs and prices for participants 
across the CCUS value chain.  
Innovations in the CCUS context could involve 
technologies and applications leading to creation of 
value added products from CO
2
, such CO
2
 to chemicals, 
cement and advanced carbon materials. As with any 
innovation, it is difficult to predict which of these 
applications will reach commercialization earlier than 
the others. Innovation could reduce costs across the 
CCUS value chain or also bring forth new pathways for 
using CO
2
 as a feedstock, leading to higher demand and 
prices for carbon and CCUS. 
Prices will be governed by both expectations of future 
demand-supply as well as the level of competition in 
the market on both the demand and supply side. 
Sufficient competition is necessary for efficient pricing, 
leading to efficient allocation of resources for CCUS 
and sharing of gains between the supply and the 
demand side. On the supply side, the market needs to 
incentivize participation by sellers that can supply CO
2
 
at the lowest cost. On the demand side, the CO
2
 should 
be allocated to buyers that have the highest value 
usage and ability to pay the CO
2
 price. 
Auctions provide a way for the efficient allocation of 
resources. Consumers of CO
2
 can compete against 
each other so that the final bids reflect the 
highest-value use for CO
2
. A higher price for CO
2 
implies that demand is higher than supply and should 
incentivize new CO
2
 emitters (supply) to capture CO
2
 
and enter the CCUS value chain/market. However, 
during the initial operations of the CCUS value chain 
with a small market and limited number of participants, 
CO
2
 emitters may need additional incentives to enter 
the market, through measures such as administered 
pricing mechanisms. It is likely that more efficient and 
purely demand-supply based pricing mechanisms will 
emerge as markets mature and grow in size.
Hubs and clusters provide a valuable market-making 
mechanism for de-risking investments and 
incentivizing participation in the CCUS value chain. 
During their initial period, Government support (either 
in the form of federal & private investments, tax 
credits, carbon taxes) is critical for ensuring sufficient 
participation and success, till the market reaches scale 
and efficiency. The next section discusses some of the 
CCUS hubs and clusters in different parts of the world.
123
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
CCUS Policy Framework for India   Long term economic analysis reveals the potential 
to capture up to 62 mtpa of CO
2
 considering the 
available onshore and offshore reservoirs.
iii) Transport: CO
2
 will be transported by a dedicated 
pipeline to a depleted gas field located 25 km 
offshore. The pipeline will be insulated to ensure 
the CO
2
 is warm enough to be injected into the low 
pressure depleted reservoir. In subsequent phases 
of the project, other sources would be connected to 
the offshore section of the line, which will be 
modified to transport up to 5 mtpa. This phase will 
also include a network extension to connect more 
CO
2
 sources and sinks, along with assessments of 
connectivity to other prospective CO
2
 hub locations 
which can share the transportation infrastructure.
iv) Storage: Initially, the CO
2
 is planned to be stored in 
the offshore P18 field’s reservoirs 6, 5 and 2, which 
have a capacity of up to 42.4 mtpa. Initial 
investigations also reveal the possibility of storing 
up to 259 mtpa of CO
2
 in other fields in the area. 
 
v) Funding: The Dutch Government will be granting 
the project consortium (which includes Royal Dutch 
Shell and ExxonMobil) around USD 2.4 BB$ in 
subsidies for what is set to become one of the 
largest CCUS projects in the world. 
vi) Value proposition: The main value proposition is 
the competitive cost structure of the Rotterdam 
hub vis-à-vis CCUS projects worldwide, providing a 
one-stop CO
2
 disposition solution for CO
2
 emitters 
and making carbon abatement a part of the 
Rotterdam city’s and port’s goals. The competitive 
cost structure is driven by the favourable location, 
with sources and offshore sinks co-located, making 
CO
2
 transport simpler and less expensive. Other 
reasons are the economies of scale and the 
potential of CO
2
 being shipped to the cluster from 
other CO
2
 emitting areas, thus leading to high 
capacity utilization. 
vii) Revenue streams: The main revenue stream will 
be from the CO
2
 transit charge collected from 
emitters. There is also an option of the Government 
providing loans or investments for early project 
development, with analysis indicating that the 
revenues to the Government from royalties and 
taxes earned through CO
2
 EOR will compensate 
underwriting the initial project costs and risks.
Figure 5-2: CCUS Cluster Around the World
5.4.3 Review of CO
2
Clusters Around the World
The major CCUS cluster around the world are illustrated below. Many of the clusters are located near ports with large 
industrial footprints, and provide regions and countries a competitive advantage in a carbon-constrained world.
5.4.3.1 Rotterdam Cluster Project (RCP),
Netherlands
i) Outline: This cluster is supported principally 
through the Rotterdam Climate Initiative, which is a 
partnership between the City of Rotterdam, the 
Port of Rotterdam, DCMR Environmental 
Protection Agency Rijnmond, and Deltalinqs, an 
association of industrial enterprises in the 
Rotterdam area. The initiative started with the 
objective of reducing CO
2
 emissions by 50% within 
2030. The vision includes a full CO
2
 network 
capturing CO
2
 from the power plants and industries 
in the Rotterdam area and transporting the CO
2
 for 
offshore storage. The long term vision is to extend 
beyond the Rotterdam region and also to 
neighbouring countries and beyond the Dutch 
continental shelf. The plan is to develop the project 
as an integrated CCUS cluster project, termed as
  ROAD (Rotterdam Opslag en Afvang Demonstratie, 
or Rotterdam Storage and Capture Demonstration)
ii) Capture: The ROAD project initially had a capacity 
of 1.1 mtpa with a single carbon capture unit for 
capturing 25% of the flue gas from a coal-fired 
power plant. A collection of projects have entered 
into cooperation agreements, which may increase 
the capture volume by an additional 5 mtpa. The 
Rotterdam area has outsized CCUS infrastructure, 
which can capture and sequester up to 17.5 mtpa of 
CO
2
 by 2025 and become a regional centre by 
storing CO
2
 from other parts of the Netherlands, 
and potentially the neighbouring countries of 
Germany and Belgium.
Le Havre cluster
(COCATE)
14.5 mtpa
Teesside cluster
26 mtpa
Yorkshire cluster
60 mtpa
Firth of Forth
7.6 mtpa
Skagerrak/
Kattegat cluster
14 mtpa
Rotterdam
climate project
(RCP)
17.5 mtpa
Shenzhen City
cluster 
43 mtpa
Marseille cluster
(VASCO)
35.5 mtpa
Gulf Coast
cluster
7.6 mtpa
Denver City Hub
cluster
8.4 mtpa
Rocky Mountain
cluster
9.5mtpa
Alberta CO
2
Truck Line
(ACTL) 
14.6 mtpa
124
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
CCUS Policy Framework for India   The anchor emitter will inject 5 mtpa of CO
2
 in the 
hub, and the capacity will increase with other 
emitters joining the hub. These emitters would be 
across industries such as power plants, steel 
plants, chemical plants, petroleum refineries, 
biomass based plants and other sources. 
Additionally, a new IGCC plant using underground 
coal gasification is also being explored. 
iii) Transport: The hub has been designed with a 
notional 200 km offshore line that can reach 
several potential storage sites, along with the 
possibility of shipping during the capacity 
build-up phase. 
iv) Storage: Studies have identified a handful of 
prospective offshore storage sites within a 
200-kilometer radius. Further studies on the 
characterization of the reservoirs is being 
undertaken. The high-level storage costs are 
predicted to be between £12 – 14 per tonne of CO
2
.
v) Funding: The project has secured about USD 39 
MM$ 28m of public funding from the UK Research 
and Innovation (UKRI) Industrial Decarbonisation 
Challenge fund.
vi) Value proposition: The core value proposition for 
participating industries is avoiding payments on 
emission certifications, as pooling transportation 
and storage facilities will make CCUS less 
expensive. Teesside’s proximity to storage 
locations makes it a low-cost option for CCUS in 
the UK. 
vii) Revenue streams: The main revenue stream 
would be transport and storage payments from 
emitters, either in the form of tariffs or based on 
equity/cost recovery arrangements. Government 
support would be needed to cover the business 
risks in the form of CO
2
 floor prices, CCUS fees, 
and demonstration project funding.
 
viii)Business model: To further support the 
development of the CCUS hubs and clusters, the 
UK Government, in consultation with the industry, 
is also developing a business model for Industrial 
Carbon Capture (ICC) projects. The key elements 
addressed by the business model are: 
 - Commercial framework for ICC projects, 
including the payment mechanism between 
different counterparties in the CCUS value chain
 -  Transport and Storage (T&S) fees
 -  Carbon price
 -  Conditions and time period for which capital 
grant and ongoing revenue support will be 
provided by to eligible projects by the 
Government
 -  Risk allocation and mitigation 
 -  Carbon intensity of industrial products and 
free allowances
 -  Legal contractual framework and draft 
contract for Industrial Carbon Capture 
between CO
2
 emitters and counterparties
 -  Conditions precedent and milestones
 -  Metering and reporting requirements
5.4.3.3 Denver City Hub Cluster, USA
i) Outline: The Denver City hub is located in Texas 
and is part of the trunk line for transporting CO
2
 
from naturally occurring underground resources to 
EOR projects. Several long-distance CO
2
 pipelines 
converge at Denver City in Texas, from where CO
2
 
is distributed to over 40 oilfields for EOR. Kinder 
Morgan is the primary partner in the Denver City 
hub and operates a variety of oil & gas production 
and distribution facilities in addition to the CO
2
 
business. Other large oil and gas firms, such as 
Occidental, BP, Amerada Hess, and Exxon Mobil, 
are co-owners and operators of parts of the 
system. There are efforts to expand the hub to 
other locations for CO
2
 EOR as well as large 
sources of anthropogenic CO
2
 emissions.
ii) Capture: Presently the CO
2
 entering the system 
comes from natural CO
2
 reservoirs. The plan is to 
inject CO
2
 emissions from natural gas processing 
plants in the region, given the total system capacity 
of 45 mtpa, considering the four main pipelines and 
the available natural CO
2
 reservoirs in the hub. 
iii) Transport: Transportation is by 
supercritical-pressure pipeline, and additions are 
common in both design and operation. A 
160-kilometer pipeline has been built from the 
facility to the Denver City hub for the Century 
natural gas processing project of Occidental 
Petroleum in West Texas, which is the largest 
carbon capture plant in the world, with a capacity 
of 8.4 mtpa of CO
2
 capture.
Figure 5-3: Rotterdam CCS Cluster
  Long term economic analysis reveals the potential 
to capture up to 62 mtpa of CO
2
 considering the 
available onshore and offshore reservoirs.
iii) Transport: CO
2
 will be transported by a dedicated 
pipeline to a depleted gas field located 25 km 
offshore. The pipeline will be insulated to ensure 
the CO
2
 is warm enough to be injected into the low 
pressure depleted reservoir. In subsequent phases 
of the project, other sources would be connected to 
the offshore section of the line, which will be 
modified to transport up to 5 mtpa. This phase will 
also include a network extension to connect more 
CO
2
 sources and sinks, along with assessments of 
connectivity to other prospective CO
2
 hub locations 
which can share the transportation infrastructure.
iv) Storage: Initially, the CO
2
 is planned to be stored in 
the offshore P18 field’s reservoirs 6, 5 and 2, which 
have a capacity of up to 42.4 mtpa. Initial 
investigations also reveal the possibility of storing 
up to 259 mtpa of CO
2
 in other fields in the area. 
 
v) Funding: The Dutch Government will be granting 
the project consortium (which includes Royal Dutch 
Shell and ExxonMobil) around USD 2.4 BB$ in 
subsidies for what is set to become one of the 
largest CCUS projects in the world. 
vi) Value proposition: The main value proposition is 
the competitive cost structure of the Rotterdam 
hub vis-à-vis CCUS projects worldwide, providing a 
one-stop CO
2
 disposition solution for CO
2
 emitters 
and making carbon abatement a part of the 
Rotterdam city’s and port’s goals. The competitive 
cost structure is driven by the favourable location, 
with sources and offshore sinks co-located, making 
CO
2
 transport simpler and less expensive. Other 
reasons are the economies of scale and the 
potential of CO
2
 being shipped to the cluster from 
other CO
2
 emitting areas, thus leading to high 
capacity utilization. 
vii) Revenue streams: The main revenue stream will 
be from the CO
2
 transit charge collected from 
emitters. There is also an option of the Government 
providing loans or investments for early project 
development, with analysis indicating that the 
revenues to the Government from royalties and 
taxes earned through CO
2
 EOR will compensate 
underwriting the initial project costs and risks.
Rotterdam CCS cluster - Locations of licensing blocks
with depleted fields identified as suitable for CO
2
 storage
5.4.3.2 Teesside UK Cluster, UK
 i) Outline: A significant number of large CO
2
 emitting 
industries are located around the mouth of the 
River Tees on England’s NE coast. Net Zero 
Teesside is a carbon capture, utilization, and 
storage (CCUS) initiative in the Teesside region of 
England that aims to reduce industrial emissions. It 
entails the construction of an 840 MW gas-fired 
power station fitted with carbon capture 
technology, as well as the creation of CO
2
 
collection network to enable low-carbon hydrogen 
production. Initially, the project aims to capture up 
to 10 mtpa of CO
2
 emissions. Along with the 
Teeside cluster, another CCUS cluster is also 
coming up around the river Humber on the East 
Coast of England. The CO
2
 from both projects will 
be permanently stored in a geological aquifer in the 
Southern North Sea. 
ii) Capture: The project includes a single-source initial 
anchor project, as well as other small, medium, and 
large CO
2
 emitters.
  ROAD (Rotterdam Opslag en Afvang Demonstratie, 
or Rotterdam Storage and Capture Demonstration)
ii) Capture: The ROAD project initially had a capacity 
of 1.1 mtpa with a single carbon capture unit for capturing 25% of the flue gas from a coal-fired power plant. A collection of projects have entered into cooperation agreements, which may increase the capture volume by an additional 5 mtpa. The Rotterdam area has outsized CCUS infrastructure, which can capture and sequester up to 17.5 mtpa of CO
2
 by 2025 and become a regional centre by 
storing CO
2
 from other parts of the Netherlands, 
and potentially the neighbouring countries of Germany and Belgium.
iv) Storage: The CO
2
 is entirely utilized for EOR projects 
and there are no projects purely for storage. 
v) Value proposition: The current CO
2
 value 
proposition is based on the profitability of extracting additional oil using CO
2
 EOR. The costs 
per tonne of CO
2
 delivered hence should be 
substantially lower than the value of the extra oil recovery. Recent contracts have also incorporated 
specific carbon credit provisions, based on the 
minimum offtake of CO
2
. 
vi) Revenue streams: Transportation tariffs and CO
2
 
sales are the two main revenue streams, apart 
from the potential revenues from the credits 
earned through the project.
125
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
CCUS Policy Framework for India
Netherlands
Rotterdam
K12
Q1
P6
P15
P18   The anchor emitter will inject 5 mtpa of CO
2
 in the 
hub, and the capacity will increase with other 
emitters joining the hub. These emitters would be 
across industries such as power plants, steel 
plants, chemical plants, petroleum refineries, 
biomass based plants and other sources. 
Additionally, a new IGCC plant using underground 
coal gasification is also being explored. 
iii) Transport: The hub has been designed with a 
notional 200 km offshore line that can reach 
several potential storage sites, along with the 
possibility of shipping during the capacity 
build-up phase. 
iv) Storage: Studies have identified a handful of 
prospective offshore storage sites within a 
200-kilometer radius. Further studies on the 
characterization of the reservoirs is being 
undertaken. The high-level storage costs are 
predicted to be between £12 – 14 per tonne of CO
2
.
v) Funding: The project has secured about USD 39 
MM$ 28m of public funding from the UK Research 
and Innovation (UKRI) Industrial Decarbonisation 
Challenge fund.
vi) Value proposition: The core value proposition for 
participating industries is avoiding payments on 
emission certifications, as pooling transportation 
and storage facilities will make CCUS less 
expensive. Teesside’s proximity to storage 
locations makes it a low-cost option for CCUS in 
the UK. 
vii) Revenue streams: The main revenue stream 
would be transport and storage payments from 
emitters, either in the form of tariffs or based on 
equity/cost recovery arrangements. Government 
support would be needed to cover the business 
risks in the form of CO
2
 floor prices, CCUS fees, 
and demonstration project funding.
 
viii)Business model: To further support the 
development of the CCUS hubs and clusters, the 
UK Government, in consultation with the industry, 
is also developing a business model for Industrial 
Carbon Capture (ICC) projects. The key elements 
addressed by the business model are: 
 - Commercial framework for ICC projects, 
including the payment mechanism between 
different counterparties in the CCUS value chain
 -  Transport and Storage (T&S) fees
 -  Carbon price
 -  Conditions and time period for which capital 
grant and ongoing revenue support will be 
provided by to eligible projects by the 
Government
 -  Risk allocation and mitigation 
 -  Carbon intensity of industrial products and 
free allowances
 -  Legal contractual framework and draft 
contract for Industrial Carbon Capture 
between CO
2
 emitters and counterparties
 -  Conditions precedent and milestones
 -  Metering and reporting requirements
5.4.3.3 Denver City Hub Cluster, USA
i) Outline: The Denver City hub is located in Texas 
and is part of the trunk line for transporting CO
2
 
from naturally occurring underground resources to 
EOR projects. Several long-distance CO
2
 pipelines 
converge at Denver City in Texas, from where CO
2
 
is distributed to over 40 oilfields for EOR. Kinder 
Morgan is the primary partner in the Denver City 
hub and operates a variety of oil & gas production 
and distribution facilities in addition to the CO
2
 
business. Other large oil and gas firms, such as 
Occidental, BP, Amerada Hess, and Exxon Mobil, 
are co-owners and operators of parts of the 
system. There are efforts to expand the hub to 
other locations for CO
2
 EOR as well as large 
sources of anthropogenic CO
2
 emissions.
ii) Capture: Presently the CO
2
 entering the system 
comes from natural CO
2
 reservoirs. The plan is to 
inject CO
2
 emissions from natural gas processing 
plants in the region, given the total system capacity 
of 45 mtpa, considering the four main pipelines and 
the available natural CO
2
 reservoirs in the hub. 
iii) Transport: Transportation is by 
supercritical-pressure pipeline, and additions are 
common in both design and operation. A 
160-kilometer pipeline has been built from the 
facility to the Denver City hub for the Century 
natural gas processing project of Occidental 
Petroleum in West Texas, which is the largest 
carbon capture plant in the world, with a capacity 
of 8.4 mtpa of CO
2
 capture.
iv) Storage: The CO
2
 is entirely utilized for EOR projects 
and there are no projects purely for storage. 
v) Value proposition: The current CO
2
 value 
proposition is based on the profitability of extracting additional oil using CO
2
 EOR. The costs 
per tonne of CO
2
 delivered hence should be 
substantially lower than the value of the extra oil recovery. Recent contracts have also incorporated 
specific carbon credit provisions, based on the 
minimum offtake of CO
2
. 
vi) Revenue streams: Transportation tariffs and CO
2
 
sales are the two main revenue streams, apart 
from the potential revenues from the credits 
earned through the project.
126
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
CCUS Policy Framework for India   The anchor emitter will inject 5 mtpa of CO
2
 in the 
hub, and the capacity will increase with other 
emitters joining the hub. These emitters would be 
across industries such as power plants, steel 
plants, chemical plants, petroleum refineries, 
biomass based plants and other sources. 
Additionally, a new IGCC plant using underground 
coal gasification is also being explored. 
iii) Transport: The hub has been designed with a 
notional 200 km offshore line that can reach 
several potential storage sites, along with the 
possibility of shipping during the capacity 
build-up phase. 
iv) Storage: Studies have identified a handful of 
prospective offshore storage sites within a 
200-kilometer radius. Further studies on the 
characterization of the reservoirs is being 
undertaken. The high-level storage costs are 
predicted to be between £12 – 14 per tonne of CO
2
.
v) Funding: The project has secured about USD 39 
MM$ 28m of public funding from the UK Research 
and Innovation (UKRI) Industrial Decarbonisation 
Challenge fund.
vi) Value proposition: The core value proposition for 
participating industries is avoiding payments on 
emission certifications, as pooling transportation 
and storage facilities will make CCUS less 
expensive. Teesside’s proximity to storage 
locations makes it a low-cost option for CCUS in 
the UK. 
vii) Revenue streams: The main revenue stream 
would be transport and storage payments from 
emitters, either in the form of tariffs or based on 
equity/cost recovery arrangements. Government 
support would be needed to cover the business 
risks in the form of CO
2
 floor prices, CCUS fees, 
and demonstration project funding.
 
viii)Business model: To further support the 
development of the CCUS hubs and clusters, the 
UK Government, in consultation with the industry, 
is also developing a business model for Industrial 
Carbon Capture (ICC) projects. The key elements 
addressed by the business model are: 
 - Commercial framework for ICC projects, 
including the payment mechanism between 
different counterparties in the CCUS value chain
 -  Transport and Storage (T&S) fees
 -  Carbon price
 -  Conditions and time period for which capital 
grant and ongoing revenue support will be 
provided by to eligible projects by the 
Government
 -  Risk allocation and mitigation 
 -  Carbon intensity of industrial products and 
free allowances
 -  Legal contractual framework and draft 
contract for Industrial Carbon Capture 
between CO
2
 emitters and counterparties
 -  Conditions precedent and milestones
 -  Metering and reporting requirements
5.4.3.3 Denver City Hub Cluster, USA
i) Outline: The Denver City hub is located in Texas 
and is part of the trunk line for transporting CO
2
 
from naturally occurring underground resources to 
EOR projects. Several long-distance CO
2
 pipelines 
converge at Denver City in Texas, from where CO
2
 
is distributed to over 40 oilfields for EOR. Kinder 
Morgan is the primary partner in the Denver City 
hub and operates a variety of oil & gas production 
and distribution facilities in addition to the CO
2
 
business. Other large oil and gas firms, such as 
Occidental, BP, Amerada Hess, and Exxon Mobil, 
are co-owners and operators of parts of the 
system. There are efforts to expand the hub to 
other locations for CO
2
 EOR as well as large 
sources of anthropogenic CO
2
 emissions.
ii) Capture: Presently the CO
2
 entering the system 
comes from natural CO
2
 reservoirs. The plan is to 
inject CO
2
 emissions from natural gas processing 
plants in the region, given the total system capacity 
of 45 mtpa, considering the four main pipelines and 
the available natural CO
2
 reservoirs in the hub. 
iii) Transport: Transportation is by 
supercritical-pressure pipeline, and additions are 
common in both design and operation. A 
160-kilometer pipeline has been built from the 
facility to the Denver City hub for the Century 
natural gas processing project of Occidental 
Petroleum in West Texas, which is the largest 
carbon capture plant in the world, with a capacity 
of 8.4 mtpa of CO
2
 capture.
v) Value propositions: The major value proposition is 
the delivery of CO
2
 to CO
2
-EOR projects at a 
reasonable cost. Another advantage is the 
opportunity to minimize the “tax” on CO
2 
emissions 
imposed by the Alberta Government and access to 
Government and private funding for carbon 
abated projects. 
vi) Revenue streams: The project is being funded 
through Government support for investments and 
private venture capital. The main revenue sources 
are the payments received for the CO
2
 delivered 
for EOR. 
Figure 5-4: Timeline Denver City Hub
Figure 5-5: Denver City Storage
iv) Storage: The CO
2
 is entirely utilized for EOR projects 
and there are no projects purely for storage. 
v) Value proposition: The current CO
2
 value 
proposition is based on the profitability of 
extracting additional oil using CO
2
 EOR. The costs 
per tonne of CO
2
 delivered hence should be 
substantially lower than the value of the extra oil 
recovery. Recent contracts have also incorporated 
specific carbon credit provisions, based on the 
minimum offtake of CO
2
. 
vi) Revenue streams: Transportation tariffs and CO
2
 
sales are the two main revenue streams, apart 
from the potential revenues from the credits 
earned through the project.
Time line Denver Cirty Hub
pre19901990 2000 2010 2020 2030 2040 2050
Development of natural 
CO
2
 business ~ 45 mtpa
InvtBusiness development
Century gas plant capture 
8.4 mtpa added
Potential for expansion 
by capture
5.4.3.4 The Alberta Carbon Dioxide
Trunk Line (ACTL)
i) Outline: The project is based on the synergy 
between oil producers who can benefit from 
CO
2
-EOR and CO
2
 emitters, particularly from the oil 
& gas industry, who can abate their CO
2
 emissions. 
The project consists of a central CO
2
 trunk pipeline, 
similar to trunk lines in the oil & gas industry. 
  The first phase consists of two capture locations. 
The CO
2
 pipeline will be constructed and operated 
by Enhance Energy, for transporting the CO
2
 for 
EOR. The EOR operations will also include 
monitoring of the stored CO
2
 plume, design of wells 
and the injection programme and reservoir 
management. 
ii) Capture: The project started with two CO
2
 sources: 
an Agrium fertilizer facility and the Sturgeon heavy 
oil upgrading refinery. The capture costs are CAD 
21/tonne at Agrium (for 1.2 mtpa of CO
2
) and CAD 
12/tonne at Sturgeon (for 0.4 mtpa). The trunk line 
capacity is expected to be expanded to 14.6 mtpa, 
which allows headroom for adding further emitters.
iii) Transport: The CO
2
 is transported over a 242 km 
pipeline (12 km having 12” dia and 220 km having 
16” dia). The pipeline stretches from the Edmonton 
industrial area to the Clive oil field, south of the 
city. A spare 12” line will be constructed where the 
12” portion crosses the Saskatchewan river. The 
line has a maximum allowable working pressure 
(MAWP) of 179 bar and is sunk to a minimum depth 
of 1.2m. The CO
2
 is delivered at a pressure of 137 
bar. There is no intermediate pumping in the initial 
phase; pumping stations would be required when 
the pipeline reaches the maximum capacity of 14.6 
mtpa. The main line will be made of 14.3mm thick 
welded carbon steel, and does not require crack 
arrestors due to its thickness.
iv) Storage: The Clive oil field will be the first 
storage site, with CO
2
 injected into the Nisku and 
Leduc horizons for improved oil recovery. Based 
on re-pressurizing to the initial discovery 
pressure of 165 bar from the current depletion 
pressure of roughly 125 bar, the estimated CO
2
 
capacity is 18.9 mt (1800psig). However, the 
regional storage potential is significantly larger, 
estimated at 2000 mt.
127
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
CCUS Policy Framework for India
McElmo Dome
EOR
CO
2
capture
Natural CO
2
source
Doe Canyon
Sheep Mtn.
Bravo Dome
TEXAS
MEXICO Figure 5-6: ACTL Map
Figure 5-7: ACTL Timelines
Time line for Alberta CO
2
 Trunk Line
pre19901990 2000 2010 2020 2030 2040 2050
InceptionInvtBusiness development
First projects 1.6 mtpa (firm 2015)
Expansions to 14.6 mtpa
v) Value propositions: The major value proposition is 
the delivery of CO
2
 to CO
2
-EOR projects at a 
reasonable cost. Another advantage is the 
opportunity to minimize the “tax” on CO
2 
emissions 
imposed by the Alberta Government and access to 
Government and private funding for carbon 
abated projects. 
vi) Revenue streams: The project is being funded 
through Government support for investments and 
private venture capital. The main revenue sources 
are the payments received for the CO
2
 delivered 
for EOR. 
5.4.4 Critical Assessment of CO
2
Clusters
Based on the review of global CCUS clusters, clusters 
based on the utilization of CO
2
 for EOR applications are 
the most successful. For projects involving the 
sequestration or the storage of CO
2
, the funding/cost 
gap for large scale CCUS deployment (whether as hub 
and spoke clusters or point-to-point projects), needs 
Government support and policies to incentivize carbon 
capture and sequestration. Economies of scale exist in 
merging CCUS infrastructure and result in lowering 
pipeline and transportation costs. However, 
Government support is required for funding the capital 
costs, de-risking CCUS projects and building confidence 
amongst emission sources in the cluster to move 
forward with their plans. 
The other major benefits offered by clusters could 
result from combining organizational costs, acquiring 
permissions, winning public acceptability, and pooling 
professional services such O&M of carbon capture 
facilities, chemical supply & waste disposal, and CO
2
 
measurement & accounting services. 
Because of the high mobilization and laying expenses, 
cost reductions for CCUS cluster projects are greater 
for offshore and distant storage locations. The 
economics of such CCUS cluster projects in the initial 
years are quite challenging due to lower CO
2
 volumes 
and the outsized infrastructure created. This can be 
overcome if long-term and low-cost financing are 
available for clusters with competitive locations, both 
through Government support and access to 
international clean funds. 
5.4.3.4 The Alberta Carbon Dioxide Trunk Line (ACTL)
i) Outline: The project is based on the synergy 
between oil producers who can benefit from 
CO
2
-EOR and CO
2
 emitters, particularly from the oil 
& gas industry, who can abate their CO
2
 emissions. 
The project consists of a central CO
2
 trunk pipeline, 
similar to trunk lines in the oil & gas industry. 
  The first phase consists of two capture locations. 
The CO
2
 pipeline will be constructed and operated 
by Enhance Energy, for transporting the CO
2
 for 
EOR. The EOR operations will also include 
monitoring of the stored CO
2
 plume, design of wells 
and the injection programme and reservoir 
management. 
ii) Capture: The project started with two CO
2
 sources: 
an Agrium fertilizer facility and the Sturgeon heavy 
oil upgrading refinery. The capture costs are CAD 
21/tonne at Agrium (for 1.2 mtpa of CO
2
) and CAD 
12/tonne at Sturgeon (for 0.4 mtpa). The trunk line 
capacity is expected to be expanded to 14.6 mtpa, 
which allows headroom for adding further emitters.
iii) Transport: The CO
2
 is transported over a 242 km 
pipeline (12 km having 12” dia and 220 km having 
16” dia). The pipeline stretches from the Edmonton 
industrial area to the Clive oil field, south of the 
city. A spare 12” line will be constructed where the 
12” portion crosses the Saskatchewan river. The 
line has a maximum allowable working pressure 
(MAWP) of 179 bar and is sunk to a minimum depth 
of 1.2m. The CO
2
 is delivered at a pressure of 137 
bar. There is no intermediate pumping in the initial 
phase; pumping stations would be required when 
the pipeline reaches the maximum capacity of 14.6 
mtpa. The main line will be made of 14.3mm thick 
welded carbon steel, and does not require crack 
arrestors due to its thickness.
iv) Storage: The Clive oil field will be the first 
storage site, with CO
2
 injected into the Nisku and 
Leduc horizons for improved oil recovery. Based 
on re-pressurizing to the initial discovery 
pressure of 165 bar from the current depletion 
pressure of roughly 125 bar, the estimated CO
2
 
capacity is 18.9 mt (1800psig). However, the 
regional storage potential is significantly larger, 
estimated at 2000 mt.
128
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
CCUS Policy Framework for India
EOR projects
Clive
Camrose
Tofield
Alberta Industrial Heartland
Leduc
ACTL
First capture locations
North
First injection siteEdmonton 5.5 Hub and Cluster
Framework for India
The merits of a hub and cluster framework make it the 
best suited for implementing CCUS in India. The first 
step is to map identified industry-wise clusters and 
suitable storage clusters in India. A cluster framework 
is both advantageous and necessary for incentivizing 
CO
2
 capture from both large and small emitters. The 
underlying principles for a potential CCUS cluster 
framework in India are provided below:
5.5.1 Principles of Proposed Framework
5.5.1.1 Evolutionary and Phase Cluster Model
An evolutionary and phased cluster model would be 
appropriate for India, as there no commercial-scale 
CCUS projects in operation. CCUS can be deployed in 
a phased manner, prioritizing regions and industrial 
clusters based on their total CO
2
 emissions. The 
cluster framework should also be adaptable and 
accommodate new local networks as and when they 
develop. This type of approach to CCUS deployment 
will enable India to build a scalable network, whereas a 
single point-to-point approach may not be scalable in 
the future and face issues of alternative storage 
spaces or lack of buyers for CO
2
 in the future. A 
cluster model will ensure a robust market for the 
captured CO
2
 by efficiently integrating the supply and 
demand sides. 
5.5.1.2 Hub Based Cluster Clearing Model
The cluster networks that will obtain CO
2
 from emitters 
will supply CO
2
 to the parties responsible for its 
utilization or sequestration. In case there is excess 
CO
2
 (greater than the demand for utilization or 
storage) present with the cluster network, the excess 
CO
2
 can be transferred to other networks that may 
have higher CO
2
 demand. This transfer can be 
executed by centralized bodies or hubs. Hubs need to 
be created for the smooth operation of the CO
2
 
transfer process between the existing and upcoming 
cluster networks. These hubs will act as an exchange 
point for the cluster networks and enable the physical 
switching of CO
2
. Hubs will also ensure the de-risking 
of CO
2
 transport network assets, thereby making the 
entry to hub and cluster systems more profitable. 
5.5.1.3 Hub Investment as a Signal of Cluster
Growth and Evolution.
Each hub can be the representative of certain clusters 
associated with it. Investment in the hub 
infrastructure will lead to the growth of various 
cluster networks connecting to it. This will lead to the 
evolution of cluster networks to cater to the CO
2
 
demand of multiple parties, who may be involved in 
either utilization, EOR or sequestration of CO
2
. Each 
cluster network will be a profit-maximizing cluster 
network. The profitability of these cluster networks 
will ensure the inflow of investment into the hubs & 
clusters, which would help them grow their operations. 
These clusters may be operated by a Government 
appointed body as a regulated monopoly and the 
pricing of CO
2
 can be regulated throughout the 
value chain. 
5.5.1.4 Accounting for Innovation on the Supply
and Demand Side
The possibilities of innovation on both the supply side 
(capture and transportation) and demand side (new 
pathways for CO
2
 utilization) will be embedded in the 
design of the cluster framework. The innovations in the 
supply side can reduce the social cost of carbon capture. 
Innovations on the demand side will have a more 
prominent effect as it may generate new CO
2
 based 
products. These additional competing uses of CO
2
 with 
efficient pricing will result in resources being directed to 
the highest social value uses at any given time. 
5.5.2 Architecture of Evolutionary Cluster Model
The grid design for the hub and cluster model is 
illustrated in Figure 5-8. This includes the various 
participants in an evolutionary cluster framework, 
such as emitters, local network (cluster), 
sequestration party, utilization party (EOR, conversion 
to chemicals, etc.).
129
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
CCUS Policy Framework for India Aggregator
E
11
Disposer
EOR ClusterEOR
HUB
Conversion
Cluster
MeOH
EOR
Regulated Monopol yRegulated Monopoly
Regulated Monopoly
Demand-Supply
Time Contracts
Regulated Monopoly
S
1
S
2
Mineral
E
12
E
13
Figure 5-8: Mega Scale CO
2
Cluster Model
The emitters (E
11
, E
12
, E
13
) form the CO
2
 emission 
cluster, with similar types of industries placed in an 
emission cluster and being connected to their local 
cluster network, which is operated by a CO
2
 
aggregator as a regulated monopoly. The storage 
operators (S
1
, S
2
)  represent the storage cluster, where 
CO
2
 will be sequestered without recovering any 
economically beneficial product. Similarly, there are 
clusters for EOR and CO
2
 utilization.
The emitters have CO
2
 capture technology suited to 
their quality of gas streams. The cluster will be 
initiated by an emitter with very large CO
2 
emissions. 
This emitter is termed an anchor project. High purity 
CO
2
 captured from emitters is transported to the local 
cluster network. These emitters will have to pay a 
fixed cost for using the local network’s infrastructure. 
The transport infrastructure for the cluster is 
maintained by the local network bodies, thereby 
reducing the risk for individual industries. This 
increases the incentive for industries to join this kind 
of cluster network. 
The captured CO
2
 is then sent to the hub and from the 
hub to either sequestration sites S
1
 or S
2
, to be stored 
in geological formations of deep saline aquifers or 
mineralized in the basalt formations. In return, the hub 
pays S
1
/S
2
 a regulated charge based on the CO
2
 
volumes being stored. A similar process is followed for 
disposition of the CO
2
 either through EOR or for 
utilization of the CO
2
 for producing methanol, mineral 
aggregates or other value-added products. The 
emitters are agnostic to the final CO
2
 disposition; the 
disposition pathway is dynamically determined by the 
hub operator based on the demand-supply scenario. 
In the future, a new cluster with a local network may 
want to join this hub, which would be possible due to 
the evolutionary model of hub and cluster systems. 
This will also bring in additional investments into the 
hub, leading to its growth. This new cluster may or 
may not have an emission source. In case it does not 
have an emission source, it will procure CO
2
 from the 
hub. A new emission source may also come up in the 
future, which can be integrated with the new 
cluster network.  
5.5.3 Region-wise Cluster Potential for India
The cluster potential has been analyzed for the five 
regions of India: North, South, East, West, and 
North-East. By identifying the nearest state/UT to the 
storage locations mentioned, the storage sites can be 
classified and mapped to the various regions. A similar 
practice has been carried out with the emission 
sources. The estimation of region-wise emission for 
the year 2030 is considered for analyzing the CO
2
 
volume emitted for the duration 2030 - 2050. Figure 
5-9 illustrates the region-wise cluster potential data 
for India.  
130
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
CCUS Policy Framework for India
EEmitters
SSequestration
ConvConversion
EOR
Enhanced Oil
Recovery Figure 5-9: Region-wise Storage Clusters in India
Total Theoretical Storage Capacity of India = 395 - 614 Gt CO
2
7.21 GT
16.58 GT
10.13 GT
0.22 GT
9.01 GT
Northem Region: 7.65 Gt CO
2
Saline
aquifer
ECBMR EOR Basalt
7.34
000.31
Southern Region: 76.3 Gt CO
2
Saline
aquifer
ECBMR EOR Basalt
75.2
0.300.8
North-Eastern Region: 47.2 Gt CO
2
Saline
aquifer
ECBMR EOR Basalt
46.5
000.7
Eastern Region: 47.2 Gt CO
2
Saline
aquifer
ECBMR EOR Basalt
67.2
2.410.980
Western Region: 388.9 Gt CO
2
Saline
aquifer
ECBMR EOR Basalt
304.9
0.9
80.8
2.3
Region-wise estimated CO
2
 emission volume (2030-2050)
131
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
CCUS Policy Framework for India Table 5-5: Sedimentary Basins Spanning Across Multiple Regions
Basin nameBasin category State/UTTheoretical storage potential
(Gt of CO
2
)
Vindhyan  Category II  Madhya Pradesh/  11.81
    Uttar Pradesh/ Rajasthan  
Satpura-   Category III  Madhya Pradesh/  1.87
South Rewa- Damodar  Chhattisgarh/Jharkhand  
Bhima-Kaladagi  Category III  Maharashtra/ Karnataka  0.41
Total 14.09
ECBMR: The potential for ECBMR is localized in the 
eastern region due to the presence of major 
coalfields. These can be storage clusters for 
industries that are close to the coalfields, such as 
steel and power plants. 
EOR: The potential for EOR will increase in the future 
as more wells are maturing and newer wells may be 
discovered through exploratory activities. 
Storage in basalt formations: Mineralization in 
basalt formations provides a large opportunity for 
CO
2
 storage in the western region, but is currently in a 
nascent stage of development.  
Comparing the region-wise emission volumes during 
the time horizon of 2030 – 2050 and the theoretical 
storage capacity, sufficient storage capacity is 
available for cluster formation in each region. The 
formation of hubs will result in a smooth transfer of 
CO
2
 between clusters of different regions. Apart from 
the four CO
2
 disposition options discussed above, 
several other CO
2
 utilization clusters (CO
2
 to 
chemicals, new utilization techniques, etc.) can evolve 
and become more viable over time, thus increasing 
the options for abatement of enhanced volumes of 
CO
2
 from the power and industrial sector.
5.6 Key Risks Associated with CCUS
The CCUS policy framework for India should also address the key risks associated with the CCUS value chain. CCUS projects integrate various sub-systems such as carbon capture, transportation, and sequestration. The interfaces between the sub-systems projects involve complex interfaces and lead to risks associated with CCUS projects. Some of the key risks and their mitigation measures are described below:
5.6.1 Technical Risks
5.6.1.1 Reservoir Suitability for CO
2
Flooding
for EOR
The extent of CO
2
 abatement possible through EOR 
depends on the comparative performance and 
cost-effectiveness of CO
2
 EOR vis-à-vis other methods 
of tertiary recovery like nitrogen injection, polymer 
injection, steam injection, natural gas injection, and 
the use of foaming agents. Some of the current 
developments, such as the use of foams or other 
chemicals to improve sweep efficiency may reduce the 
attractiveness of CO
2
 EOR, while on the other hand, 
The region-wise storage cluster formation shows that 
sequestration in deep saline aquifers has the best 
potential in all the regions. Due to the lack of data on 
the northern sedimentary basins, the theoretical 
storage capacity for saline aquifers is low. But as more 
exploratory activities are carried focused on CO
2
 
storage, the storage potential in the northern region is 
likely to increase. Few sedimentary basins span across 
multiple states and they have been mentioned in
Table 5-5. 
exploration and production from more complex hydrocarbon resources may increase the role of CO
2
. 
Hence it is necessary to monitor the developments of other tertiary recovery systems, as well as use improved reservoir simulation tools to understand CO
2
 flooding and EOR performance. It is also 
important to calibrate financial commitments to capacity expansions based on assured future offtakes for CO
2
 to mitigate this risk.
5.6.1.2 Change in Processes Emitting Industries:
This risk emanates from the possibility of using 
electricity or new clean energy carriers to replace the 
use of fossil fuels in industrial processes like iron & 
steel or cement, thereby substantially impacting the 
CO
2
 emissions available for capture. Even the power 
sector is not immune to such changes: for example, 
base-load plants may transition to only peaking 
operations, limiting the quantity of CO
2
 emissions. 
Therefore it is important to develop a understanding 
of the industrial processes and the likely trajectory of 
technological innovation in the industry, as well as the 
risk of the end-products of the industry getting 
replaced by alternate products.
5.6.1.3 Offshore Unloading & Condition of
Shipped CO
2
CO
2
 shipping is considered a future alternative to CO
2
 
piping and would involve vessels similar to 
semi-refrigerated LNG/LPG carriers that use 
pressurized tanks. Compared to a fixed pipeline based 
distribution network, CO
2
 shipping provides flexibility 
to adjust to demand-supply dynamics and deploy 
ships/barges to different consumption points and 
allows for more gradual expansion of the CCUS 
system. One key issue is converting liquid CO
2
 from 
temperatures as low as -50°C to a temperature 
suitable for injection. Significant heat energy would be 
required, involving cost and emissions, if done with 
fossil fuels. The logistics of ship unloading also need 
to be addressed, including issues related to ship 
loading & unloading rates to limit demurrage as well 
as using floating barges for offshore offloading.
5.6.1.4 CO
2
Specification Challenges
Most carbon capture solutions try to address and 
meet the required CO
2
 specifications. The key 
requirement is adequate dehydration, along with 
other impurity tolerances depending on the CO
2
 
source and capture process. However, problems may 
arise when integrating multiple CO
2
 sources and 
capture processes, and additional treatment of the 
captured raw CO
2
 may be required, depending on the 
disposition pathway for the CO
2
. These requirements 
would depend on the diversity of CO
2
 sources in a 
particular cluster, which increases the likelihood of 
CO
2
 mixing issues. The other issues to be handled are 
the concentration of non-condensable and inert 
impurities such as nitrogen and argon, that have an 
effect on pipeline and reservoir capacity.
5.6.2 Financial Risks
5.6.2.1 Cost of Capture
The main cost driver in the CCUS value chain is the 
capture cost. In industrial processes such as natural 
gas processing and gasification, carbon capture is part 
of the process itself and hence there is no additional 
cost of carbon capture. However, in the case of thermal 
power plants and other industrial processes, there are 
significant capital and cash costs, leading to financial 
risks for the entire CCUS value chain, which need to be 
mitigated through suitable commercial arrangements. 
Significant resources have been invested in developing 
more efficient and cost-effective carbon capture 
technologies, and the cost range for most 
commercial-scale carbon capture technologies is well 
established. It may be worthwhile to focus further R&D 
efforts on finding creative ways to sell or consume the 
CO
2
 product in new ways or optimize opex through 
low-cost sources of low-grade heat/steam for solvent 
regeneration and meet the electricity duty 
requirements of other carbon capture technologies. 
5.6.2.2 Financing Risks
The CCUS value chain consists of several connected 
sub-systems and functions that must act in 
coordination for the overall success of the project. 
Multiple sources or sinks in a cluster mitigate the risk 
and may require more elaborate transport and storage 
infrastructure, leading to higher capital costs and 
financing requirements, particularly in the early 
“anchor” stages of the project. The risk of financing 
delays or inadequacy leads to cost escalation and 
hence needs to be mitigated through measures such as 
meticulous planning, access to bridge financing during 
the early stage of the project and making realistic 
provisions for additional funding to cover the 
contingency of delays.
5.6.2.3 Loss of Storage Site
Complications during CO
2
 injection may lead to the 
stoppage of operations at CO
2
 storage sites. Although 
reservoir management should provide adequate warning 
of such occurrences, there are technical risks in 
estimating/predicting the final capacity of a new storage 
site with certainty. Relying on a single site or a single 
well is a key technical risk. Hence there is a need to 
prove new storage sites to ensure continued operations. 
Careful long-term planning and contracting of multiple 
sites can mitigate this risk. Drilling additional wells or 
temporarily increasing the injectivity of existing wells 
can boost the short-term capacity of alternate sites. 
Hence, it is recommended that contingency plans be 
developed for additional storage capacity via additional 
wells or reservoirs. If rigs and requisite well supplies 
are available, new wells can be drilled and completed 
fast. It is therefore prudent to ensure rapid access to 
drilling rather than storing spare wells, as well as 
developing and assessing multiple storage locations.
5.6.2.4 Price of Green Products
The issue of “inadequate prices” for low carbon or 
green products is a major risk factor. To address this 
risk, renewable energy has widely used feed-in tariffs, 
but only until it became cost-competitive. The tariff is 
paid centrally and passed on to consumers via taxation 
or a general price increase. However, the system is 
inflexible as the pre-determined feed-in tariff rates may 
become inappropriate and may need to be lowered. 
Ultimately the higher costs for the commitment for 
green products has to be passed on to customers and 
businesses, since the Government’s revenues comes 
from citizens and businesses. 
5.6.2.5 Lack of Tradeable Long Term CO
2
Emission
Reduction
CCUS ensures long-term emission reductions and 
requires long term investments and financing having 
time horizons of up to 40 years. There is a need to 
design financial instruments where the payoffs/rewards 
are directly related to CO
2
 abatement levels. The 
probable investors/buyers would be organizations that 
need to achieve future carbon reductions. The potential 
to invest directly in the best CCUS locations/projects 
should be less expensive than purchasing abatement 
certificates. There is thus a need to structure financial 
products directly linked to specific CO
2
 abatement, 
transportation, and storage quantities, which can be 
marketed to different types of investors (viz. 
individuals, institutions and industrial enterprises), and 
preferably in a globally tradable manner.
5.6.2.6 Withdrawal of Key Partners & Delay
The CCUS value chain requires the interplay and 
association of multiple partners and the 
withdrawal/loss of a partner in the value chain can 
compromise the entire system. Contracts need to be 
designed to prevent the same, as well as protect the 
project from changes in ownership or divestments. 
However, there is the residual risk of a business 
partner’s insolvency or business failure. One model 
could be to centralize the core activities related to the 
CCUS value chain within one dedicated well-funded 
organization (with a lower probability of failure or 
disruption) rather than having multiple partner 
organizations and procuring the balance support 
services from the market. 
5.6.3 Safety Risks
5.6.3.1 Pipeline Incidents
Pipeline related accidents and incidents are significant 
safety risks and need to be mitigated through adequate 
insurance to cover the costs of paying compensation to 
affected parties and the cost of repairing the pipeline. 
Permanent disruption or permanent stoppage of CO
2
 
transportation may occur if the entire CCUS 
facility/infrastructure has been destroyed. 
The effect of one pipeline incident may spill over to the 
development of the CCUS industry and operations of 
already commissioned CCUS facilities, who would need 
to upgrade their operations and safety protocols. 
Fortunately, there have been no major failures or 
disasters to date in the CCUS industry. At the same 
time, it is necessary for strict international safety 
standards to be adopted to preemptively avoid any 
incident. The safety standards followed in the 
international seaborne movement of LNG provides an 
excellent example worth emulating. 
5.6.3.2 Large Dia Pipeline in Populated Areas
Historical pipeline incident records reveal that larger 
diameter lines generally have a lower frequency of 
incidents. In order to avoid any incidents, automatic 
isolation valves at short intervals and leak monitoring 
systems are two solutions adopted by some projects. 
CO
2
 is not dangerous in moderate quantities and 
becomes life-threatening only above certain 
threshold levels. However, adequate safety and 
failsafe precautions need to be adopted for dense 
phase or supercritical CO
2
 pipeline transport in 
populated areas, as may be required for developing 
large scale CCUS projects in densely populated 
countries like India, along with clearly defined and 
established emergency response and communication 
protocols.
132
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
CCUS Policy Framework for India exploration and production from more complex 
hydrocarbon resources may increase the role of CO
2
. 
Hence it is necessary to monitor the developments of 
other tertiary recovery systems, as well as use 
improved reservoir simulation tools to understand 
CO
2
 flooding and EOR performance. It is also 
important to calibrate financial commitments to 
capacity expansions based on assured future offtakes 
for CO
2
 to mitigate this risk.
5.6.1.2 Change in Processes Emitting Industries:
This risk emanates from the possibility of using 
electricity or new clean energy carriers to replace the 
use of fossil fuels in industrial processes like iron & 
steel or cement, thereby substantially impacting the 
CO
2
 emissions available for capture. Even the power 
sector is not immune to such changes: for example, 
base-load plants may transition to only peaking 
operations, limiting the quantity of CO
2
 emissions. 
Therefore it is important to develop a understanding 
of the industrial processes and the likely trajectory of 
technological innovation in the industry, as well as the 
risk of the end-products of the industry getting 
replaced by alternate products.
5.6.1.3 Offshore Unloading & Condition of
Shipped CO
2
CO
2
 shipping is considered a future alternative to CO
2
 
piping and would involve vessels similar to 
semi-refrigerated LNG/LPG carriers that use 
pressurized tanks. Compared to a fixed pipeline based 
distribution network, CO
2
 shipping provides flexibility 
to adjust to demand-supply dynamics and deploy 
ships/barges to different consumption points and 
allows for more gradual expansion of the CCUS 
system. One key issue is converting liquid CO
2
 from 
temperatures as low as -50°C to a temperature 
suitable for injection. Significant heat energy would be 
required, involving cost and emissions, if done with 
fossil fuels. The logistics of ship unloading also need 
to be addressed, including issues related to ship 
loading & unloading rates to limit demurrage as well 
as using floating barges for offshore offloading.
5.6.1.4 CO
2
Specification Challenges
Most carbon capture solutions try to address and 
meet the required CO
2
 specifications. The key 
requirement is adequate dehydration, along with 
other impurity tolerances depending on the CO
2
 
source and capture process. However, problems may 
arise when integrating multiple CO
2
 sources and 
capture processes, and additional treatment of the 
captured raw CO
2
 may be required, depending on the 
disposition pathway for the CO
2
. These requirements 
would depend on the diversity of CO
2
 sources in a 
particular cluster, which increases the likelihood of 
CO
2
 mixing issues. The other issues to be handled are 
the concentration of non-condensable and inert 
impurities such as nitrogen and argon, that have an 
effect on pipeline and reservoir capacity.
5.6.2 Financial Risks
5.6.2.1 Cost of Capture
The main cost driver in the CCUS value chain is the 
capture cost. In industrial processes such as natural 
gas processing and gasification, carbon capture is part 
of the process itself and hence there is no additional 
cost of carbon capture. However, in the case of thermal 
power plants and other industrial processes, there are 
significant capital and cash costs, leading to financial 
risks for the entire CCUS value chain, which need to be 
mitigated through suitable commercial arrangements. 
Significant resources have been invested in developing 
more efficient and cost-effective carbon capture 
technologies, and the cost range for most 
commercial-scale carbon capture technologies is well 
established. It may be worthwhile to focus further R&D 
efforts on finding creative ways to sell or consume the 
CO
2
 product in new ways or optimize opex through 
low-cost sources of low-grade heat/steam for solvent 
regeneration and meet the electricity duty 
requirements of other carbon capture technologies. 
5.6.2.2 Financing Risks
The CCUS value chain consists of several connected 
sub-systems and functions that must act in 
coordination for the overall success of the project. 
Multiple sources or sinks in a cluster mitigate the risk 
and may require more elaborate transport and storage 
infrastructure, leading to higher capital costs and 
financing requirements, particularly in the early 
“anchor” stages of the project. The risk of financing 
delays or inadequacy leads to cost escalation and 
hence needs to be mitigated through measures such as 
meticulous planning, access to bridge financing during 
the early stage of the project and making realistic 
provisions for additional funding to cover the 
contingency of delays.
5.6.2.3 Loss of Storage Site
Complications during CO
2
 injection may lead to the 
stoppage of operations at CO
2
 storage sites. Although 
reservoir management should provide adequate warning 
of such occurrences, there are technical risks in 
estimating/predicting the final capacity of a new storage site with certainty. Relying on a single site or a single well is a key technical risk. Hence there is a need to prove new storage sites to ensure continued operations. 
Careful long-term planning and contracting of multiple 
sites can mitigate this risk. Drilling additional wells or 
temporarily increasing the injectivity of existing wells 
can boost the short-term capacity of alternate sites. 
Hence, it is recommended that contingency plans be 
developed for additional storage capacity via additional 
wells or reservoirs. If rigs and requisite well supplies 
are available, new wells can be drilled and completed 
fast. It is therefore prudent to ensure rapid access to 
drilling rather than storing spare wells, as well as 
developing and assessing multiple storage locations.
5.6.2.4 Price of Green Products
The issue of “inadequate prices” for low carbon or 
green products is a major risk factor. To address this 
risk, renewable energy has widely used feed-in tariffs, 
but only until it became cost-competitive. The tariff is 
paid centrally and passed on to consumers via taxation 
or a general price increase. However, the system is 
inflexible as the pre-determined feed-in tariff rates may 
become inappropriate and may need to be lowered. 
Ultimately the higher costs for the commitment for 
green products has to be passed on to customers and 
businesses, since the Government’s revenues comes 
from citizens and businesses. 
5.6.2.5 Lack of Tradeable Long Term CO
2
Emission
Reduction
CCUS ensures long-term emission reductions and 
requires long term investments and financing having 
time horizons of up to 40 years. There is a need to 
design financial instruments where the payoffs/rewards 
are directly related to CO
2
 abatement levels. The 
probable investors/buyers would be organizations that 
need to achieve future carbon reductions. The potential 
to invest directly in the best CCUS locations/projects 
should be less expensive than purchasing abatement 
certificates. There is thus a need to structure financial 
products directly linked to specific CO
2
 abatement, 
transportation, and storage quantities, which can be 
marketed to different types of investors (viz. 
individuals, institutions and industrial enterprises), and 
preferably in a globally tradable manner.
5.6.2.6 Withdrawal of Key Partners & Delay
The CCUS value chain requires the interplay and 
association of multiple partners and the 
withdrawal/loss of a partner in the value chain can 
compromise the entire system. Contracts need to be 
designed to prevent the same, as well as protect the 
project from changes in ownership or divestments. 
However, there is the residual risk of a business 
partner’s insolvency or business failure. One model 
could be to centralize the core activities related to the 
CCUS value chain within one dedicated well-funded 
organization (with a lower probability of failure or 
disruption) rather than having multiple partner 
organizations and procuring the balance support 
services from the market. 
5.6.3 Safety Risks
5.6.3.1 Pipeline Incidents
Pipeline related accidents and incidents are significant 
safety risks and need to be mitigated through adequate 
insurance to cover the costs of paying compensation to 
affected parties and the cost of repairing the pipeline. 
Permanent disruption or permanent stoppage of CO
2
 
transportation may occur if the entire CCUS 
facility/infrastructure has been destroyed. 
The effect of one pipeline incident may spill over to the 
development of the CCUS industry and operations of 
already commissioned CCUS facilities, who would need 
to upgrade their operations and safety protocols. 
Fortunately, there have been no major failures or 
disasters to date in the CCUS industry. At the same 
time, it is necessary for strict international safety 
standards to be adopted to preemptively avoid any 
incident. The safety standards followed in the 
international seaborne movement of LNG provides an 
excellent example worth emulating. 
5.6.3.2 Large Dia Pipeline in Populated Areas
Historical pipeline incident records reveal that larger 
diameter lines generally have a lower frequency of 
incidents. In order to avoid any incidents, automatic 
isolation valves at short intervals and leak monitoring 
systems are two solutions adopted by some projects. 
CO
2
 is not dangerous in moderate quantities and 
becomes life-threatening only above certain 
threshold levels. However, adequate safety and 
failsafe precautions need to be adopted for dense 
phase or supercritical CO
2
 pipeline transport in 
populated areas, as may be required for developing 
large scale CCUS projects in densely populated 
countries like India, along with clearly defined and 
established emergency response and communication 
protocols.
133
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
CCUS Policy Framework for India exploration and production from more complex 
hydrocarbon resources may increase the role of CO
2
. 
Hence it is necessary to monitor the developments of 
other tertiary recovery systems, as well as use 
improved reservoir simulation tools to understand 
CO
2
 flooding and EOR performance. It is also 
important to calibrate financial commitments to 
capacity expansions based on assured future offtakes 
for CO
2
 to mitigate this risk.
5.6.1.2 Change in Processes Emitting Industries:
This risk emanates from the possibility of using 
electricity or new clean energy carriers to replace the 
use of fossil fuels in industrial processes like iron & 
steel or cement, thereby substantially impacting the 
CO
2
 emissions available for capture. Even the power 
sector is not immune to such changes: for example, 
base-load plants may transition to only peaking 
operations, limiting the quantity of CO
2
 emissions. 
Therefore it is important to develop a understanding 
of the industrial processes and the likely trajectory of 
technological innovation in the industry, as well as the 
risk of the end-products of the industry getting 
replaced by alternate products.
5.6.1.3 Offshore Unloading & Condition of
Shipped CO
2
CO
2
 shipping is considered a future alternative to CO
2
 
piping and would involve vessels similar to 
semi-refrigerated LNG/LPG carriers that use 
pressurized tanks. Compared to a fixed pipeline based 
distribution network, CO
2
 shipping provides flexibility 
to adjust to demand-supply dynamics and deploy 
ships/barges to different consumption points and 
allows for more gradual expansion of the CCUS 
system. One key issue is converting liquid CO
2
 from 
temperatures as low as -50°C to a temperature 
suitable for injection. Significant heat energy would be 
required, involving cost and emissions, if done with 
fossil fuels. The logistics of ship unloading also need 
to be addressed, including issues related to ship 
loading & unloading rates to limit demurrage as well 
as using floating barges for offshore offloading.
5.6.1.4 CO
2
Specification Challenges
Most carbon capture solutions try to address and 
meet the required CO
2
 specifications. The key 
requirement is adequate dehydration, along with 
other impurity tolerances depending on the CO
2
 
source and capture process. However, problems may 
arise when integrating multiple CO
2
 sources and 
capture processes, and additional treatment of the 
captured raw CO
2
 may be required, depending on the 
disposition pathway for the CO
2
. These requirements 
would depend on the diversity of CO
2
 sources in a 
particular cluster, which increases the likelihood of 
CO
2
 mixing issues. The other issues to be handled are 
the concentration of non-condensable and inert 
impurities such as nitrogen and argon, that have an 
effect on pipeline and reservoir capacity.
5.6.2 Financial Risks
5.6.2.1 Cost of Capture
The main cost driver in the CCUS value chain is the 
capture cost. In industrial processes such as natural 
gas processing and gasification, carbon capture is part 
of the process itself and hence there is no additional 
cost of carbon capture. However, in the case of thermal 
power plants and other industrial processes, there are 
significant capital and cash costs, leading to financial 
risks for the entire CCUS value chain, which need to be 
mitigated through suitable commercial arrangements. 
Significant resources have been invested in developing 
more efficient and cost-effective carbon capture 
technologies, and the cost range for most 
commercial-scale carbon capture technologies is well 
established. It may be worthwhile to focus further R&D 
efforts on finding creative ways to sell or consume the 
CO
2
 product in new ways or optimize opex through 
low-cost sources of low-grade heat/steam for solvent 
regeneration and meet the electricity duty 
requirements of other carbon capture technologies. 
5.6.2.2 Financing Risks
The CCUS value chain consists of several connected 
sub-systems and functions that must act in 
coordination for the overall success of the project. 
Multiple sources or sinks in a cluster mitigate the risk 
and may require more elaborate transport and storage 
infrastructure, leading to higher capital costs and 
financing requirements, particularly in the early 
“anchor” stages of the project. The risk of financing 
delays or inadequacy leads to cost escalation and 
hence needs to be mitigated through measures such as 
meticulous planning, access to bridge financing during 
the early stage of the project and making realistic 
provisions for additional funding to cover the 
contingency of delays.
5.6.2.3 Loss of Storage Site
Complications during CO
2
 injection may lead to the 
stoppage of operations at CO
2
 storage sites. Although 
reservoir management should provide adequate warning 
of such occurrences, there are technical risks in 
estimating/predicting the final capacity of a new storage 
site with certainty. Relying on a single site or a single 
well is a key technical risk. Hence there is a need to 
prove new storage sites to ensure continued operations. 
Careful long-term planning and contracting of multiple 
sites can mitigate this risk. Drilling additional wells or 
temporarily increasing the injectivity of existing wells 
can boost the short-term capacity of alternate sites. 
Hence, it is recommended that contingency plans be 
developed for additional storage capacity via additional 
wells or reservoirs. If rigs and requisite well supplies 
are available, new wells can be drilled and completed 
fast. It is therefore prudent to ensure rapid access to 
drilling rather than storing spare wells, as well as 
developing and assessing multiple storage locations.
5.6.2.4 Price of Green Products
The issue of “inadequate prices” for low carbon or 
green products is a major risk factor. To address this 
risk, renewable energy has widely used feed-in tariffs, 
but only until it became cost-competitive. The tariff is 
paid centrally and passed on to consumers via taxation 
or a general price increase. However, the system is 
inflexible as the pre-determined feed-in tariff rates may 
become inappropriate and may need to be lowered. 
Ultimately the higher costs for the commitment for 
green products has to be passed on to customers and 
businesses, since the Government’s revenues comes 
from citizens and businesses. 
5.6.2.5 Lack of Tradeable Long Term CO
2
Emission
Reduction
CCUS ensures long-term emission reductions and 
requires long term investments and financing having 
time horizons of up to 40 years. There is a need to 
design financial instruments where the payoffs/rewards 
are directly related to CO
2
 abatement levels. The 
probable investors/buyers would be organizations that 
need to achieve future carbon reductions. The potential 
to invest directly in the best CCUS locations/projects 
should be less expensive than purchasing abatement 
certificates. There is thus a need to structure financial 
products directly linked to specific CO
2
 abatement, 
transportation, and storage quantities, which can be 
marketed to different types of investors (viz. 
individuals, institutions and industrial enterprises), and 
preferably in a globally tradable manner.
5.6.2.6 Withdrawal of Key Partners & Delay
The CCUS value chain requires the interplay and 
association of multiple partners and the 
withdrawal/loss of a partner in the value chain can 
compromise the entire system. Contracts need to be 
designed to prevent the same, as well as protect the 
project from changes in ownership or divestments. 
However, there is the residual risk of a business 
partner’s insolvency or business failure. One model 
could be to centralize the core activities related to the 
CCUS value chain within one dedicated well-funded 
organization (with a lower probability of failure or 
disruption) rather than having multiple partner 
organizations and procuring the balance support 
services from the market. 
5.6.3 Safety Risks
5.6.3.1 Pipeline Incidents
Pipeline related accidents and incidents are significant 
safety risks and need to be mitigated through adequate 
insurance to cover the costs of paying compensation to 
affected parties and the cost of repairing the pipeline. 
Permanent disruption or permanent stoppage of CO
2
 
transportation may occur if the entire CCUS 
facility/infrastructure has been destroyed. 
The effect of one pipeline incident may spill over to the 
development of the CCUS industry and operations of 
already commissioned CCUS facilities, who would need 
to upgrade their operations and safety protocols. 
Fortunately, there have been no major failures or 
disasters to date in the CCUS industry. At the same 
time, it is necessary for strict international safety 
standards to be adopted to preemptively avoid any 
incident. The safety standards followed in the 
international seaborne movement of LNG provides an 
excellent example worth emulating. 
5.6.3.2 Large Dia Pipeline in Populated Areas
Historical pipeline incident records reveal that larger 
diameter lines generally have a lower frequency of 
incidents. In order to avoid any incidents, automatic 
isolation valves at short intervals and leak monitoring 
systems are two solutions adopted by some projects. 
CO
2
 is not dangerous in moderate quantities and 
becomes life-threatening only above certain 
threshold levels. However, adequate safety and 
failsafe precautions need to be adopted for dense 
phase or supercritical CO
2
 pipeline transport in 
populated areas, as may be required for developing 
large scale CCUS projects in densely populated 
countries like India, along with clearly defined and 
established emergency response and communication 
protocols.
134
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
CCUS Policy Framework for India Chapter 6
Investment &
Financing
Mechanism 6.1 Introduction
6.2 Estimation of Capital Costs
and Cash Costs for Demo
Scale CCUS Projects
Financing CCUS projects can be quite challenging in a 
developing country like India, even with policy support, 
whether be it incentive or tax based. With an inherently 
lower ability to absorb reduced tax revenues than a 
developed nation like the USA, India would initially need 
to look for international financial support for CCUS 
projects. India should create a financial framework 
around the CCUS value chain to support and expedite 
carbon capture adoption across industries. This chapter 
discusses different options for financing CO
2
 capture, 
utilization and storage projects in a subsidy-neutral 
way for achieving decarbonization and ensuring the 
sustainability of the Indian economy.
CCUS represents an unmatched opportunity for 
turbocharging the growth of the Indian economy 
through large-scale ‘carbon-friendly’ investments in the 
industrial sector. These investments will help create a 
clean-energy based industrial sector, potentially 
leading to the development of new technologies, skills 
and high-value employment opportunities in India. With 
time, the clean-energy industrial sector will develop 
expertise and value-added low-carbon products that 
can be exported to other countries. CCUS also provides 
an opportunity for private enterprises to invest in the 
development of a new low-carbon emissions industrial 
infrastructure that will provide increasing returns on 
investments as the industry develops over time.
An active energy market backed up with a proper 
national CCUS policy to support the entire chain of 
operations can attract investments. This has to be 
ensured by designing ‘Integrated Energy’ policies that 
support primary manufacturing industries along with 
CCUS, leading to energy and materials security for 
India and attracting diverse foreign enterprises and 
private equity companies to engage in sustainable 
energy businesses in India.
To support CCUS in India, it is important to fund and 
support demonstration scale projects. This section 
estimates the capital costs and cash costs for one 
demo scale CCUS project in each of the sectors under 
consideration. The costs vary widely, as even with the 
same CO
2
 stream, carbon capture cash costs vary 
widely depending on the unit costs of power and 
steam. The basis of estimation of the capital and cash 
costs is listed below:
- It is envisaged that the proposed carbon capture 
projects/units will be retrofitted to existing 
plants/units 
- All the cost parameters are based on currently 
available technologies and Indian conditions
& costs
-  All auxiliary facilities like pre-treatment of gases 
or compression are considered as part of the 
carbon capture project
-  Power required for the carbon capture project will 
be sourced from existing operations 
-  The steam requirements of the carbon capture 
project will be met from natural gas-based boilers 
for refineries or petrochemical projects and from 
coal-based boilers for other sectors
-  For carbon capture projects for existing power 
plants, the steam will be sourced from existing 
power plant operations. The cost of steam will be 
considered at the opportunity cost
-  Costs towards manpower, solvent make up, 
consumables, repair & maintenance, cooling water, 
make up water etc. have been considered on a 
normative basis for Indian conditions and costs
-  The capital costs for the carbon capture units 
include all the hard and soft costs, including 
applicable taxes & duties, owner’s cost,
financing cost
-  Capital recovery factor (CRF) has been estimated 
on the basis of 8% financing cost and 20 years
of life  
-  The utility costs considered are shown in
Figure 6-1.
Figure 6-1: Utility Costs Considered
3,000
750
1,500
NG based steam, Rs./TCoal based steam, Rs./TPower, Rs./MWh
136
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Investment & Financing Mechanism The key considerations for calculations of the capital and cash costs for CCUS units in each sector/application is 
provided below:
Sector CO
2
stream sources CO
2
stream spec. Considerations
Table 6-1: Capex and Opex Considerations for CCUS Retrofit
Gasification based 
production
Outlet of the acid 
gas removal unit
- CO
2
 removal and capture are part of the process. 
- CCUS unit will undertake puri√cation and 
compression of high conc. CO
2
 stream for further 
disposition 
-  Accordingly, only CO
2
 polishing and compression 
facilities have been considered
-  90% CO
2
 conc
-  1-5 bar (a) pressure
NG based SMR for 
H
2
 production
Tail gas from PSA-  Depending on the extent of decarbonization 
targeted, the carbon capture source and 
technology will change. While CO
2
 capture from 
tail gas will give the lowest capture cost for around 
60% CO
2
 reduction, capture from ue gas will 
ensure 95% capture with a higher cost of capture
-  Cryogenic separation has been considered for CO
2
 
capture from tail gas as it ensures high purity CO
2
 
(99.9%) with additional H
2
 recovery
-  Overall CO
2
 reduction will be limited to 60-70% 
-  ~65%+ CO
2
 conc.
-  Near atm. pressure
CementFlue gas-  A hybrid (PSA + cryo) solution has been 
considered
-  ~20% CO
2
 conc.
-  Near atm. pressure
Iron and steel BF gas-  An integrated steel plant has multiple CO
2
 sources 
with dierent characteristics. However, 
pre-combustion capture from BF gas will ensure at 
least 50% capture with minimum cost of capture. 
-  Water gas shift has been considered to ensure 
maximum CO
2
 capture from a single point and 
potential H
2
 recovery from the BF gas
-  ~20% CO
2
 conc.
-  Near atm. pressure
Refinery and  chemical
Flue gas-  Since a re√nery has multiple sources of CO
2
, 
aggregation is difcult due dierent stream 
characteristics as well as space constraints of 
existing layout of typical re√neries
-  CDU & FCC unit are considered for carbon capture
-  Amine based carbon capture is considered to be 
the most economical solution
-  7-20% CO
2
 conc.
-  Near atm. pressure
Coal-based power Flue gas-  Amine based carbon capture considered
-  All retro√tting required for carbon capture like 
SOx, NOX removal, steam extraction, ue gas 
treatment has been considered as part of the 
carbon capture unit    
-  8-15% CO
2
 conc.
-  Near atm. pressure
137
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Investment & Financing Mechanism The typical capital costs for CCUS demo projects in each sector is tabulated below:
Note: The capital costs are on a net of GST basis and include cost towards plant & equipment, construction cost, applicable taxes & duties, licensing cost, financing 
cost, owner’s cost, etc.
Table 6-2: Sector-wise Typical Carbon Capture Capital Cost
Sector Ref. Plant CCU CO
2
intensity CO
2
capture Capital Source
capacity capacity percentage Cost1
Gasification  70 ktpa H
2
  1 mtpa  13-15 T/TH
2
  Around 90%  Rs. 80-100  -  Dastur estimate for
based       Crore    similar projects  
production          -  Cost of capturing CO
2
           from industrial sources
          (DOE/NETL-2013/1602)
NG based SMR  130 ktpa H
2
  0.7 mtpa  8-9 T/TH
2
  60-65%  Rs. 700-800  Dastur project database &
for H
2
 production        Crore  IEA Technical Report
Cement 2.5 mtpa  2 mtpa  0.7-0.9 T/  Around 90%  Rs. 1,600 to  Dastur project database &  
 clinker    TClinker   1800 Crore  IEA Technical Report
Iron and steel  2.0 mtpa BF-BOF  2 mtpa  1.8-2.2 T/TSteel  Around 50%  Rs. 1,600-  Dastur project database & 
 based ISP      2,000 Crore  IEA Technical Report 
Refinery 5 mtpa crude  1 mtpa   0.2 T/TCrude  Around 90%  Rs. 1,100-  -  Dastur estimate for
(CDU & FCC)  processing       1,300 Crore     similar facilities
         -  IEA Technical Report
Coal-based  800 MW  5 mtpa  0.85-1.1 T/MWh  Around 90%  Rs. 3,500- -  Integrated Environmental 
power       4,000 Crore    Control Model (IECM)
           Version 11.5
         - NETL
         -  IEA Technical Report
Total 11.7 mtpa - - Rs. 8,600 –
10,000 Crore
138
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Investment & Financing Mechanism Similarly, the typical cash costs for CCUS demo projects in each sector are tabulated below:
Note:
-  Other costs include costs towards water, consumables, repair & maintenance, manpower, and other miscellaneous items
-  Typical cost numbers include the cash costs for carbon capture only. The cost of transportation, sequestration, monitoring, etc. will be an additional US$ 10-15 per 
tonne depending on distance, sub-surface characteristics, etc. CO
2
 quality of 100 bar(a) pressure and 95% plus purity has been assumed for all cases.
Table 6-3: Sector-wise Typical Carbon Capture Cash Costs
Gasification 70-90  Negligible  210-270  Negligible  25-30  250-300
based
production
NG based SMR 220-250  Negligible  660-750  Negligible  450-600  1,150-1,400
for H
2
production
Cement  340-370  Negligible  720-1,110  Negligible 300-450  1,050-1,600
Iron and steel 170-190  1.3-1.5  510-570  975-1125  400-600  1,900-2,300
Refinery  110-130   1.2-1.5 330-390  1,800-2,250  500-700  2,700-3,100
(CDU & FCC)
Coal-based 250-300  1.3-1.55  750-900 975-1,165 800-1000  2,100-2,500
power
Sector Electricity
Consumption,
kWh/TCO
2
Steam
Consumption,
T/TCO
2
Electricity
Cost,
Rs./TCO
2
Steam
Cost,
Rs./TCO
2
Other
Costs,
Rs./TCO
2
Total Cash
Costs,
Rs./TCO
2
The sector-wise levelized cost of carbon capture per tonne of CO
2
, consisting of both capital charges and cash costs, 
is tabulated below.
Table 6-4: Sector-wise Typical Carbon Capture Cash Costs and Capital Charges
Gasification based  70 ktpa H
2
  1 mtpa 90-120  250-300  340-420 
production
NG based SMR  130 ktpa H
2
  0.7 mtpa 900-1,200  1,150-1,400  2,050-2,600
for H
2
 production
Cement 2.5 mtpa  2 mtpa 800-1,000  1,050-1,600  1,800-2,600
 clinker
Iron and steel  2.0 mtpa BF-  2 mtpa 1,000-1,300  1,900-2,300  2,900-3,600
 BOF based ISP
Refinery 5 mtpa crude  1 mtpa  1,200-1,400  2,700-3,100  3,900-4,500
(CDU & FCC) processing
Coal-based power  800 MW  5 mtpa 700-1,000  2,100-2,500  2,800-3,500
Industry
name
Ref. Plant
capacity
CCU capacityCash Costs (B),
Rs./TCO
2
Capital Charges (A),
Rs./TCO
2
Total Cost (A+B),
Rs./TCO
2

139
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Investment & Financing Mechanism 6.3 Aggregate CCUS Investment Requirements at Country Level
CO
2
 emissions in India from the hard to abate sectors 
like steel, cement, coal-based power, chemical, etc. is 
estimated to reach around 2,300 mtpa by the year 
2030. The details of the CO
2
 emissions from each 
sector are given in Figure 6-2.
In addition to the investments required for funding 
demo scale projects, the aggregate CCUS investment 
requirements at the country level have been 
estimated for two scenarios of CO
2
 abatement in the 
year 2030: the base case and the optimistic case. The 
investment numbers have been estimated based on 
typical sector-wise capital costs for carbon capture, 
CO
2
 transportation pipeline and sequestration. While 
the base case represents a carbon capture volume of 
20 mtpa, the optimistic case represents a target of 
approximately 35 mtpa of carbon capture by 2030. 
The carbon capture volumes under the two scenarios 
are given in Table 6-5. The type of industry, the ease 
of implementation and likely cost impact has been 
considered while estimating the capital costs for 
each industry. 
Figure 6-2: Sector-wise CO
2
emission and Contribution
1,621
2,291
56
2020 2030
27
Gasifcation based productionSMR based H
2
 productionCementIron & SteelO&G Upstream/Refinery/ChemicalsPower
53%
8%
20%
14%
4%
1%
1,004
1,210
177
450
325
102
125
240
196
140
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Investment & Financing Mechanism Note:
-   For the gasification industry, carbon capture is part of the process. The high concentration CO
2
 stream has to be purified and compressed for further 
disposition. Hence, only the capital cost of CO
2
 purification and compression has been considered.
-   Delivery pressure of product CO
2
 is considered as 100 bar (a) for all cases. 
-  The capital costs have been calculated considering the capital cost for similar projects in different parts of the world and adapting the same to Indian costs 
and conditions.
Table 6-5: Carbon Capture Volume in Two Scenarios and Tentative Investment
Gasification based production 27 4 10
SMR/ATR based H
2
 production 102 2 2.5
Cement  325 2  2
Iron and Steel  450 4  5
Refinery and Chemical 177  -  0.5
Coal-based power 1,210 8  15
Total 2,291 20 35    
Investment Required  BB$  4.0  6.7
 Rs. crores  30,000 50,000
IndustryCO
2
Emissions
in 2030, mtpa
CO
2
Capture in Base
Case, mtpa
CO
2
Capture in
Optimistic Case, mtpa
6.4 CCUS Financing
Mechanism
In the absence of any tax incentives or supporting 
market conditions for low carbon footprint products, 
emerging ‘low-carbon’ technologies cannot compete 
with traditional fossil fuel-based technologies. Under 
such scenarios, deploying public procurement 
programmes that favor low-carbon products or ensure 
a guaranteed minimum price for products generated 
from CCUS equipped operations, along with CO
2
 tax 
credits, can provide the foundations of a level playing 
field for investors. 
Incentives from the Government in the form of tax 
credits, cash credits, or Product Linked Incentives 
(PLI) can boost CCUS technology implementations. 
Figure 6-3 shows how incentives can create a level 
playing field for CCUS projects. Also, incentivizing 
investments through capture credits enables 
progressive reduction of capture costs and establishes 
markets for low carbon-based products.
The likely required investment in carbon capture will 
be 4 BB$ (Rs. 30,000 crores) to 6.7 BB$ (Rs. 50,000 
crores), depending on the carbon capture volume. An 
additional amount of around 1.5 BB$ (Rs. 11,000 
crores) to 2.5 BB$ (Rs. 19,000 crores) will be 
necessary for the transportation and storage 
infrastructure. 
These estimates are based on the installation and 
costs of the best and commercial-scale technologies 
currently available. The investment can reduce with 
strategic aggregation at scale and the usage of 
common CCUS infrastructure. Further, improved scale 
and breakthrough novel technologies can also reduce 
the costs significantly.
141
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Investment & Financing Mechanism The decarbonization costs will have a varying impact 
on the unit cost/price of products in different 
industries, viz. power, cement, steel, etc. Hence it is 
suggested to have a well-considered policy that takes 
care of the CCUS cost structure in domestic and 
international markets and the decarbonization cost for 
each industry without compromising product 
competitiveness and India’s industrial and economic 
development goals. An incentive for low-C production 
should be primarily guided by the following parameters:
a)   Carbon capture/abatement cost;
b)   CO
2
 emission intensity of the conventional process; 
c)   Cost structure of alternative process/production 
route (if any) for the production of green or low-C 
products; and 
d)   India’s energy security and sustainability goals. 
While the initial demo scale projects can be funded 
through grants or project specific support, in the long 
term it is necessary to also create an institutional 
framework to finance and support CCUS projects at 
scale, so that CCUS can make a meaningful 
contribution to decarbonization and the clean energy 
future of India. Therefore, it is proposed to develop a 
“Carbon Capture Finance Corporation (CCFC)”, as a 
financial institution which will participate in CCUS 
projects through equity or debt participation, with the 
Figure 6-3: Incentives such as the Product Linked Incentive
(PLI) scheme create a level playing field for low-carbon products
Traditional Fossil-
based products
Low-C products
+ PLI
objective of supporting and realizing the carbon neutrality goal. The CCFC will be funded by low-cost sovereign or International Green Funds, Carbon Bonds or Climate Funds. By investing in CCUS projects, along with a part of the incremental tax revenue generated, it should be possible to fund the carbon capture credits, eventually leading to subsidy-neutral CCUS operations.
As a signatory of the Paris Agreement of 2015, India 
has committed to reducing CO
2
 emissions by 50% by 
the year 2050 and reaching net zero by 2070. Given 
the trajectory of capturable CO
2
 emissions, this study 
envisions that at least 30% of the emissions should be 
captured through CCUS projects, for CCUS to make a 
meaningful contribution and providing a pathway for 
reaching net zero by the year 2070. Thus, a CCUS 
target volume of 750 mtpa has been considered for 
analyzing the institutional financial frameworks 
required to support the lofty and ambitious goal of net 
zero by 2070. 
Two financing options have been evaluated and 
analyzed for CCUS financing with the target CCUS 
volume of 750 mtpa. A general schematic has been 
presented in Figure 6-4.
Financing Option 1: CCUS financing through only the 
‘Clean Energy Cess’ 
Financing Option 2: CCUS financing through bond 
and gross budgetary support 
142
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Investment & Financing Mechanism Figure 6-4: CCUS Financing Mechanism
In both options, it is proposed to develop the CCFC 
with seed funding and support from the Government 
of India. The surplus funds will be re-financed to 
generate earnings at an 8-10% spread. The CCFC will 
subsidize the cash costs of CCUS projects through 
cash credit, while the capital charges will be 
subsidized as a tax credit. Since the cash credit and 
tax credit required for each industry will be different 
and critical for the adoption of CCUS, it is proposed to 
finalize the same based on CCUS demonstration 
projects based on different technologies, FEED study 
for the projects and discussion with industries. The tax 
credit created by the CCUS projects can be either 
availed by the parent company or can be sold in the 
‘carbon market’.  
In financing option 1, it is assumed that the ‘Clean 
Energy Cess’ on coal @ USD 5.3/tonne (Rs. 400 per 
tonne) will be re-introduced from 1 April 2026, as the 
GST compensation cess has been extended till 31 
March 2026. India’s coal and coke consumption is 
expected to increase from the current 1,050 mtpa to 
around 1,200 mtpa by 2030 at a 2% CAGR. 
Accordingly, the annual cess collection is estimated to 
be around USD 6-7 BB$ (Rs. 48,000 – 53,000 crores). 
The maximum cash credit requirement by the year 
2030 is estimated to be around USD 2 BB$ (Rs. 15,000 
crores) considering the optimistic case i.e 35 mtpa of 
capture and disposition. So, the surplus funds in the 
initial period will create an opportunity for the CCFC 
to grow the corpus significantly through re-financing 
through appropriate investment vehicles.
In financing option 2, the Government budget and 
bonds will finance the subsidy (cash and tax credits) 
required for CCUS. It is estimated that 30.50 BB$ (Rs. 
2,29,000 crores) of bonds with a 9% spread in 
re-investment return, along with a maximum of 0.5% of 
the Government’s spending or the ‘Gross Budgetary 
Support (GBS)’ can finance 750 mtpa of CCUS by 2050. 
International/National
Boad market
CCFC
Clean Cess Fund/
Budgetary Support
Investment
Vehicle
Guarantees
& Equity
Coupon
Payment
Funding for CCUS
Assessment,
Credit Guarantee
Commercial Banks/
Bonds/ NBFCs/ Private Equity
Promoters/Institutions
Equity
Debt
D
1
E
1
Assured return @ X%
Information
Carbon Capture
Utilization & Storage
(CCUS) Projects
Cash
Credit
Tax/
Cess
Carbon
Credit
CCMB
143
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Investment & Financing Mechanism Table 6-6: Assumptions/Considerations for CCUS Financing Analysis
Current CO
2
 emissions from 1600 mtpa
industries & power sector  
CAGR of CO
2
 emissions  4% till 2030
 2% from 2031-40
 1% from 2041-50 
Capturable CO
2
 85% of emissions 
Current coal consumption 1050 mtpa 
CAGR of coal consumption 2% till 2035, no increase after that 
Clean energy cess  400 Rs./tonne Existing rate of Rs. 400/tonne, to be
  effective from 1 April 2026
Subsidy for storage 4.1k Rs./tonne till 2040  Based on the average CCUS cost for 
 3.0k Rs./tonne till 2050  industries and power 
Subsidy for EOR usage 3.0k Rs./tonne till 2040  Based on the average CCUS cost for industries 
 2.4k Rs./tonne till 2050  and power, adjusted for benefits from EOR
Subsidy for utilization for 2.3k Rs./tonne  Based on average CCUS cost for industries and 
value-added products  power, adjusted for benefits from value-added
  product  
Return on corpus/bond 9%
re-investment
GDP growth rate 8% till 2030
 5% for 2031-2050 
Govt. expenditure as a 18% Based on the FY 2022-23 budget allocation
percenatge of GDP
ParametersRemarks
It is proposed that the bonds will be raised from the 
low-cost national/international bond market and 
invested in green projects in India with an assured 
return of 9% spread. While the bonds will be raised 
and re-invested in the initial years, the projected 
utilization has been estimated to limit the government 
spending on CCUS to be less than 0.5% of the “Gross 
Budgetary Support”.
The assumptions/considerations and the results of the 
analysis are presented below.
144
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Investment & Financing Mechanism CO
2
capture progression, in mtpa
Annual cess, Thou. Crore Coal cons. , mtpa
Figure 6-5: Results of CCUS Financing Analysis –
Financing Option 1 (Clean Energy Cess)
Capture CO
2
CO
2
 Capture
Earning from InvestmentTotal Cess Collection
1,360
2023 203020402050
1,790
2,182
21835
747
2,410
31%
10%
2%
Coal consumption & ‘Clean Energy
Cess’ Collection
Clean energy cess fund with
re-investment @9%, Thou. crore
1,050
2023 2030 2040 2050
1,206
48
53 53
1,332 1,332
2023 2030
190
2040 2050
2328 162
679
345
1,024
1212
735
1,947
2023 -  23  23
2030 15  169  154
2040 89  603  514
2050 210  225  15
YearFund. Req.,
Thou.creore
Bond With Return,
Thou. crore
Gross Budgetary Support
(GBS), Thou. crore
145
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Investment & Financing Mechanism Figure 6-5: Results of CCUS Financing Analysis –
Financing Option 2 (Bonds and Govt. Budget Support)
CO
2
capture progression, in mtpa
CO
2
 Capture
Capturable CO
2
1,360
1,790
2,182
2,410
2023 2030
218
747
35
2040 2050
2%
10%
31%
7,823
20,758
1,12,208
2,743
68,880
42,285
4,465
24,675
2023 2030 2040 2050
Bond Earnings from Investment
Govt. expenditureGDP
Govt. bonds & budget support with
re-investment @ 9% Thou. crore
Progression of GDP & Govt.
expenditure @18.5%, Thou. crore
41
221
664
1,076
67
3
2023 2030 2040 2050
38154
229
436
229
847
2023 -  -  -
2030 15 - 15 (0.2% of GBS)
2040 89 36 53 (0.4% of GBS)
2050 210 107 103 (0.5% of GBS)
YearFund. Req.,
Thou.creore
Bond With Return,
Thou. crore
Gross Budgetary Support
(GBS), Thou. crore
146
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Investment & Financing Mechanism 6.5 Carbon Capture Finance Corporation (CCFC)
It is proposed that the Government of India set-up a 
financial institution for the promotion and 
development of CCUS projects in India. The financial 
institution, which can be called the “Carbon Capture 
Finance Corporation (CCFC)” shall provide tax and 
cash credits for carbon capture projects in India. The 
CCFC may also participate in certain carbon capture 
projects through equity and debt funding & financing. 
Whilst the detailing the implementation framework for 
the CCFC is a separate exercise, the salient features of 
the envisaged framework are enumerated below:
i) Timelines: It is envisaged that the CCFC should be 
set up by the year 2023 or 2024 to kick start CCUS 
projects in India and continue to support carbon 
capture projects till the year 2050, i.e. the target 
year for CCUS volumes to reach 750 mtpa or about 
30% of the capturable emissions in 2050. In this 
context, it may be noted that the 45Q carbon tax 
credits prevailing in the US originally came into 
vogue in 2008 and their validity was extended from 
1 January 2026 to 1 January 2033 by the recent 
Inflation Reduction Act of 2022. The total timeframe 
for the 45Q credits is hence about 25 years, which is 
a reasonable timeframe to consider for CCUS to 
reach scale and make a meaningful contribution to 
India’s energy transition & decarbonization journey 
and also cover the depreciable project life of an 
infrastructure/CCUS project for recovering the 
capital costs. A similar timeframe from 2023 or 
2024 to 2050 is also proposed for the CCFC in India, 
so that investors in CCUS projects have a long 
enough cash flow visibility over the depreciable life 
of the assets. Projects need to begin construction 
before a specified cut-off date to be eligible for the 
CO
2
 credits.
ii) Types of credits: It is proposed that the CCFC 
shall extend both tax credits and cash credits to 
eligible CCUS projects; the tax credits shall be for 
the recovery of the capital costs and the cash 
credits shall be for the recovery of the operating 
costs of CCUS projects. In this context, it may be 
noted that similar incentives are already available 
in India for wind power projects. Wind power 
projects enjoy the benefit of Accelerated 
Depreciation (AD), which was first introduced as
  early as 1994, with a depreciation rate of 100%. 
The depreciation rate was reduced to 80% in 2002 
and the AD scheme was subsequently withdrawn in 
2012. There was a steep reduction in wind sector 
capacity additions post 2012, and the scheme was 
re-introduced in 2014 (with an 80% depreciation 
benefit) and made applicable for plants installed on 
or after 1 April 2014. Additionally, Generation 
Based Incentives (GBI) has also been available for 
wind power to the extent of INR 0.50 per kWh for 
the period of up to 31 March 2022. A similar 
combination is also envisioned for CCUS projects, 
with the following features to maximize the 
envisaged CCUS outcomes: 
 
 a. Combination of Accelerated Depreciation
(AD) and GBI: A combination of AD and GBI 
may be provided, with the caveat the CCUS 
projects should operate at a certain minimum 
level of utilization to be eligible for the AD; else 
the AD shall be recovered along with interest.
 b. Capital cost recovery: Tax credits such as AD 
for the recovery of capital costs & charges 
should reward actual performance and CO
2
 
tonnage abated, rather than just capacity 
addition, regardless of actual operating 
performance. This will also incentivize project 
proponents and by extension, technology 
providers to invest time and effort in reducing 
capital costs over time.
 
 c. Adequate monitoring/auditing mechanisms: 
There should be mechanisms for monitoring 
and auditing the reported performance of CCUS 
projects through independent organizations, 
since both tax credits and cash credits shall be 
tied to actual operating performance.
 
 d. Transferability of tax credits: The tax credit 
should be tradeable or transferable to third 
parties in lieu of cash. This ensures a market for 
the tax credits so that even emitters which may 
not have a tax liability have incentives to 
participate in CCUS projects.
147
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Investment & Financing Mechanism   Given this backdrop, it is suggested to have 
different levels of credit for each industry, 
depending on the CO
2
 concentration & pressure, 
power & steam penalties, Scope 2 emissions, 
technology maturity and the typical cost of 
capture. Since carbon capture projects are still at 
the pilot stage in India (except for fertilizer and 
gasification plants), FEED studies and actual 
demonstration stage projects are required to 
finalize the level of credits that are provided. It 
may also be worthwhile to look at providing 
incentives for emerging technologies in the areas 
of carbon utilization as well as direct air capture, 
to promote their development and implementation 
in India.
iv) Production Linked Incentive (PLI): An 
alternative to tax and cash credits is offering 
production linked incentives or PLI to carbon 
abated products. The PLI scheme has been in 
vogue in India since March 2020 and is applicable 
to multiple manufacturing sectors, with benefits 
applicable for a period of four to six years. The 
goals of the PLI scheme are the creation of large 
scale manufacturing capacity in India, import 
substitution and employment generation, and 
resonate well with the goals of CCUS in India. 
Table 6-7: 45Q Tax Credit Amounts
2022 $37.86  $17  $85  $36  $180  $25.13  $12  $60  $26  $130
2023 $40.90  $17  $85  $36  $180  $27.59  $12  $60  $26  $130
2024 $43.94  $17  $85  $36  $180  $30.05  $12  $60  $26  $130
2025 $46.98  $17  $85  $36  $180  $32.51  $12  $60  $26  $130
2026 $50.00  $17  $85  $36  $180  $35.00  $12  $60  $26  $130
2027+  $50.00 as  $17  $85  $36  $180  $35.00 as  $12  $60  $26  $130
  adjusted         adjusted for
  for inflation         inflation
Carbon Captured and
Sequestered ($/metric ton)
Carbon Captured and Used
($/metric ton)
IRA for Industrial
Capture
IRA for Direct
Air Capture
IRA for Industrial
Capture
IRA for Direct
Air Capture
Prior
Law
Prior
Law
Year
Base Bonus Base BonusBase Bonus Base Bonus
iii) Level of credits: The 45Q tax credits offered in 
the USA may serve as a reference point for the 
level of tax credits offered for carbon capture 
utilization and sequestration projects. The recently 
enacted Inflation Reduction Act of 2022 has 
substantially enhanced the maximum level of 
credits available from US$ 50 to US$ 85 per 
 tonne of CO
2
 sequestered. However, the level of 
credits are the same irrespective of the source and 
concentration of the CO
2
 captured and creates a 
disparity of incentives for different types of 
emitters, viz. an ethanol plant with almost 100% 
pure CO
2
 vs. a coal based power plant with 8-15% 
CO
2
 concentration in the flue gas stream.
148
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Investment & Financing Mechanism Coal gasification (with CCUS) is an important and 
strategic sector for ensuring the future energy and 
materials security of India and reduce 
import-dependence for critical chemicals and 
commodities. It is recommended to set up a special 
purpose organization to drive and promote coal 
gasification in India, including the production of blue 
hydrogen to enable the hydrogen economy. The key 
areas of focus for the envisaged SPV would be to 
conceptualize and strategize the implementation of 
coal gasification projects in emerging areas, 
identification and implementation of pilot and demo 
projects, arranging financing of projects, promoting 
and enabling policy research and advocacy, support 
start-ups etc. The organization may be formed with 
participation from the concerned PSUs from the 
Ministry of Coal, Ministry of Heavy Industries, 
Ministry of Steel, academic institutes and think tanks 
working in these areas. 
Additionally, viable financing mechanisms may be 
adopted for promoting coal gasification and CCUS 
projects. A suggested mechanism is described below:
It is proposed to develop an institutional financing/ 
SPV framework supported by the Government of 
India. The illustrated SPV framework in the example 
below (Figure 6-6) is based on mega-scale coal 
gasification-based projects that promote and 
accelerate the adoption of CCUS, thus enabling a 
low-carbon economy. The SPV shall use equity and 
debt raised through the international bond markets 
to finance the carbon capture costs. The equity will 
be funded through the participation of sovereign 
funds, government bodies, and private investment 
bodies. 
The SPV will act as a self-financing funding vehicle 
for integrated coal gasification and CCUS projects, 
with a likely fund size of between 5-10 BB$ (Rs. 
37,500 – 75,000 Crores). The coupon payment and 
equity return would be ensured from the returns on 
the SPV’s investment in the gasification and CCUS 
economy. 
6.6 Mechanisms for Promoting Coal Gasification
Projects with CCUS
Table 6-8: Tax Credits for Hydrogen Production in USA - Inflation Reduction Act of 2022
4 – 2.5 6%  $0.60
2.5 – 1.5 7.5%  $0.75
1.5 – 0.45 10%  $1.00
0.45 – 0 30%  $3.00
Life Cycle CO
2
Emissions
(kg of CO
2
e / kg of H
2
)
Investment tax creditProduction tax credit
(2022 US$ / kg of H
2
)
  It is reported that the Government of India is 
contemplating extending the PLI scheme for the  
production of green hydrogen in India; the same 
should be considered for CCUS also. In order to 
implement PLI for CCUS projects, it is important to 
define the extent of PLI that will be available for 
different levels of decarbonization or abatement, 
and an independent organization would need to 
define the baselines and certify the
  extent of decarbonization/greenness of the  
products for which the PLI is being claimed. An 
example is again provided by the Inflation 
Reduction Act of 2022, which provides hydrogen 
producers different levels of investment or 
production tax credits, depending on the extent 
of CO
2
 produced per tonne of hydrogen, as 
tabulated below.
149
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Investment & Financing Mechanism The carbon credit incentives would be primarily 
offset by the tax generated from the indigenous coal 
gasification-based economy and generating 
value-added products like methanol, power, other 
chemicals, hydrogen, steel, and fertilizers. By 
investing the funds in the gasification economy, 
along with a part of the tax revenue generated from 
gasification-based operations, it should be possible to 
fund the carbon capture credits of 1-3 BB$
(Rs. 7,500 – 22,5000 Crore)/year – eventually 
leading to subsidy-neutral CCUS operations. Also, 
investment in gasification projects will enable the 
SPV to access, monitor, and enforce CO
2
 capture 
through a Carbon Capture Monitoring Board (CCMB). 
Additionally, the SPV will create revenue of ~ 0.6 BB$ 
(Rs. 4,500 Crore) through innovative fund design.
The key recommendations for the CCUS financing 
framework are summarized below:
a)   A statutory body like the ‘Bureau of Energy 
Efficiency (BEE)’ needs to be created for the 
assessment, baselining, and monitoring of CO
2
 
emissions for each industry. It will also identify the 
best practices to reduce carbon footprint and 
design the incentive mechanism for the adoption 
of best practices and technologies.  
b)  PLI for low carbon products should be linked with 
the decarbonization goal and the cost 
disadvantages of renewable-based/ 
non-conventional greener production.
  
Figure 6-6: SPV Framework to Finance Gasification Projects
in a Deficit-Neutral Way
International
Sovereign Fund
66 BB$
500 MM$
Euity
Carbon Bonds
Taxv Revenue
GOI
Carbon Capture
Monitoring Board
Gasification Projects
(MeOH, Ammonia,
Steel)
Equity
Debt
4500 MM$
Bonds
4500 MM$
Assessment,
Credit Guarantee
Information
Return @
20% RoE
Commercial
Banks/Bonds
/NBFCs
/Private Equity
Promoters
/Institutions
Return @
20% RoEGuarantees
& Equity
Equity
44 BB$
5 BB$
22 BB$
5 BB$
1 BB$
630
MM$
SPV
International
Bond Market
(1-3)
BB$
0-3
BB$
Carbon Credit
Ta x
Investment
(Debt for
Equity swap)
Securitized
Carbon Bonds
(6% coupon
rate)
270
MM$
100
MMS
150
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Investment & Financing Mechanism
Source: Dastur research 6.7.1 Green Bonds
Ever since its inception, the green bond market has 
seen significant growth, especially in the last five 
years. The growth has been fueled by the resolution 
of various nations and companies towards a net-zero 
economy. The year 2021 saw outstanding 
participation of investors in the green bond market, 
as a result of which the green bond market rose to 
over USD 517 BB$ (from USD 350 BB$ in 2020). This 
is the highest since the market’s inception (source: 
climatebonds.net). With more investors joining the 
bond market, many developing nations and emerging 
economies like India are introducing sovereign green 
6.7 Evaluation of Various
Funding Sources
c)   The cost of CO
2
 abatement will be subsidized 
through cash credits and tax credits. Cash costs 
will be subsidized as cash credits, while the capital 
cost will be subsidized through tax credits.  
d)   The cash credit and tax credit levels should be 
different for different industries since the cost of 
capture varies widely depending on CO
2
 
concentration & pressure of sources, as well as 
technology selection and synergy with existing 
operations.
e)   Cash credit and tax credit numbers for each 
industry should be finalized based on 
demonstration projects and/or FEED studies. 
Demonstration projects are essential to find out 
the best technologies and the possible 
optimization through learning and R&D. FEED 
studies as well as implementation of 
demonstration plants should be supported by the 
Government through loan guarantees or a 
mandate for PSUs.   
  
f)  The cash credit and tax credit mechanism should 
be reviewed every 3 to 5 years depending on the 
progress, adoption and challenges. 
g)  Life cycle assessment (LCA) of CCU should be a 
mandatory evaluation criterion for finding out the 
best possible technologies. To implement LCA, an 
India-specific life cycle inventory database and a 
framework sho
uld be created on a priority basis. 
bonds. Companies can also issue green bonds to 
raise funds for environmentally sustainable projects. 
Green bonds have attracted considerable attention in 
India since it was first issued in 2015. In 2021, India 
had the highest issuance of green bonds since 2015, 
amounting to USD 6.11 BB$. With India’s plans to 
introduce sovereign green bonds in FY 2022-23, it 
could attract a significant number of investments 
from foreign green bonds, hedge funds, investors, 
etc. Being an emerging market, India has a 
tremendous economic growth potential which is 
attractive to foreign investors. A portion of the 
money raised from these bonds could be utilized for 
funding CCUS projects and cluster development.
6.7.2 Clean Technology Fund (CTF)
The CTF fund is a USD 5.3 BB$ fund and a part of 
Climate Investment Funds. The fund is aimed at 
supporting low carbon technology and upscaling to 
mitigate long term GHG emissions. 85% of the funds 
are approved for projects in renewable energy, 
energy efficiency and clean transportation sector. 
The fund has supported low carbon projects in 19 
countries. In India, the CTF investment plan is worth 
USD 775 MM$ and a large share of it has supported 
the development of 3 GW solar power capacity and 
supporting transmission infrastructure (source: 
climateinvestmentfunds.org).
6.7.3 National Clean Energy and Environment
Fund (NCEEF)
The NCEEF was formulated and announced in the 
Finance Bill of FY 2010-2011; it was then known as 
National Clean Energy Fund (NCEF). The fund was 
sourced from the coal cess collected from coal 
producers and importers, and cess from other 
industries like pan masala, tobacco, aerated water 
etc., to finance India’s transition to a low carbon 
economy. Apart from renewables and energy 
efficiency-related projects, the fund has also 
identified CCUS and coal gasification projects as 
eligible for funding. However, these funds had been 
diverted to support the Goods and Services Tax 
(Compensation to States) Act 2017 to compensate 
the states for five years (thereafter extended) for 
potential losses on account of GST implementation. 
This extended period is expected to end in 2026, 
after which the funds are expected to be utilized to 
support low carbon technologies and projects.
151
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Investment & Financing Mechanism Identification of the right financing partners is 
critical to the success of CCUS projects. Based on 
the financial analysis of projects, the weightage of 
equity and debt financing for projects must be 
decided. Sources of equity financing can be large 
government/ private corporations owning the 
emitter projects (steel, cement, power plants, 
fertilizer & chemical plant owners), carbon capture 
technology suppliers working on Build Own Operate 
(BOO) model and CO
2
 storage site owners. Debt 
financing can be obtained from various financial 
institutions like banks, hedge funds, financial 
corporations, etc.
6.8.1 Potential Sources of Debt
6.8.1.1 Project Finance Loans
Project lenders, typically banks and insurance 
corporations with both their sources of funding and 
debt raised from public and institutional investors, 
provide most of the capital needed for project 
finance. In Indian projects, project lenders are in the 
form of commercial banks, regional banks, 
investment banks, and even hedge funds. Examples 
include:
6.8 Private Investment
Requirements
6.7.4 Carbon Capture and Storage Fund
This fund is managed by ADB and was started as a 
single partner fund with Australia as a partner in 
2009; The United Kingdom subsequently joined the 
fund in 2012, making this a multi-partner trust fund. 
The fund was established for accelerating CCS 
technology demonstration, aiding in the 
identification and reduction/elimination of possible 
country-specific barriers to CCS technology 
demonstrations and mitigating the real or perceived 
risks related to carbon capture, transport or storage 
technology demonstration. The fund supports 
capacity development, geological investigations, and 
social awareness and support programmes. All ADB 
developing member countries are eligible to receive 
support through this fund, with priority given to India 
and other Asian countries like the People’s Republic 
of China, Indonesia, and Vietnam. (source adb.org)
a)  The Life Insurance Corporation (LIC) is the doyen 
of the insurance industry in India, with a total of 
INR 31 Lakh cr (almost USD 410 BB$) in AUM. 
They have invested in infrastructure and 
industrial projects, including running several 
dedicated infrastructure and industrial funds, 
and could be a source of funds for CCUS projects.
b)  MUFG is the largest Japanese bank and has been 
operating in India since 1953. It has recently 
renewed its commitment to Indian corporates 
and projects with its move to its new 30,000 ft 
headquarters in BKC in Mumbai. With USD 17 BB$ 
in sustainable investments globally and a long 
record of investing in developing countries, 
including India, MUFG could be a source of funds 
for CCUS projects.
c)  BNP Paribas has been around since the 1850s 
and is a tour de force in Europe’s investing 
landscape, with about EURO 470 billion under 
management at the end of 2019. With a special 
focus on sustainable projects, BNP was the 
number 3 participant worldwide in the green 
bond market at the end of 2019 and signed 3.7 
billion euros of Sustainability Linked Loans at the 
end of 2019, a financing instrument indexed on 
environmental, social, and governance (ESG) 
criteria. They were awarded World’s Best Bank 
for corporate responsibility in 2019 by 
Euromoney and can be a potential source for 
project finance for CCUS projects and CCUS 
cluster development.
6.8.1.2 Commercial Bank Long Tenor Loans
Commercial banks raise funds from customer 
deposits and allocate a part of their portfolio to 
long-tenured industrial loans for infrastructure and 
industrial projects. This group would include:
a)  Indian Nationalized Banks like State Bank of India 
(SBI), Punjab National bank (PNB), and others.
b)  Foreign banks such as FAB, Credit Suisse, JP 
Morgan, HSBC, Lloyds banking group and 
Goldman Sachs, and others.
6.8.1.3 Development Financial Loans
Development finance loans are more specialized and 
typically originate from banks and corporations with 
lending mandates for sustainable development and 
emerging markets. Examples are:
152
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Investment & Financing Mechanism a) International Finance Corporation (IFC): One of 
the earliest corporations to issue a green bond in 
2010, through its Green Bond Programme. IFC 
has issued USD 10.50 BB$ across 178 bonds in 20 
currencies. Being one of the largest financiers for 
climate-smart projects, IFC has supported these 
initiatives and projects with more than USD 28 
BB$ in long-term financing.
b) The World Bank: With USD 17 BB$ equivalent, 
the World Bank is one of the largest issuing 
bodies for green bonds. They have issued green 
bonds through 200 bonds in 24 currencies. The 
main objectives of the World Bank CCS Capacity 
Building Trust Fund (WB CCS TF) is to support 
capacity and knowledge building around CCS in 
developing nations. It aims to help the developing 
countries to explore CCS potential and to 
integrate CCS options into their strategies and 
policies developed for sustainable growth. Close 
to USD 70 MM$ of funds have been granted in 
two phases to developing countries like Mexico 
and South Africa for pilot demonstration of CCS.
c) Asian Development Bank (ADB): The ADB 
works closely with governments and private 
bodies to support India’s inclusive 
transformation. ADB has set up a Climate Change 
Fund (CCF), as an enabler to address 
environmental and climate challenges through 
participation in low-carbon and climate-resilient 
development. “From 2011 to 2020, the ADB has 
approved about USD 41.6 BB$ in climate 
financing. ADB’s own resources provided USD 
36.2 BB$, while external resources contributed 
almost USD 5.4 BB$. ADB supports green growth 
in Asia and the Pacific through financing and 
innovative technologies. Through mechanisms 
such as the Climate Investment Funds, 
multilateral development banks have mobilized 
billions for climate action in
developing countries.
d) European Investment Bank (EIB): EIB has been 
operating in India since 1993 and has extended 
financial support towards a wide variety of 
themes, including climate action and sustainable 
economic development. With lifetime finance of 
over USD 4.45 BB$ in India, they have made 
major investments in the transport and energy 
sector. EIB and SBI have jointly launched the 100 
million climate action initiative to support MSMEs 
working in the clean energy sector, transport 
(EV), and circular economy projects. 
e) US International Development Finance
Corporation (USIDFC) is America’s development 
bank, partnering with private sector equipment 
suppliers and service providers to finance 
numerous projects in the developing world. 
USIDFC invests across sectors including energy, 
healthcare, critical infrastructure, and 
technology and provides the developing world 
with financially sound alternatives to 
unsustainable and irresponsible state-directed 
initiatives. In India, the USIDFC has been seeking 
investment opportunities in India’s crucial 
sectors, including financial services, health 
infrastructure, food security, etc. A fund of 
around USD 350 MM$ has been earmarked for 
the same. The development bank of America has 
already approved loans of around USD 142 MM$ 
for one of India’s leading renewable energy IPP 
(Independent Power Producer), ReNew Power, 
and also has loans with Sitara Solar Energy to 
build solar power plants in Rajasthan.
f) Glasgow Financial Alliance for Net Zero
(GFANZ) consists of more than 450 leading 
financial institutions representing over USD 130 
trillion in assets across the globe in various 
financial sectors such as banks, asset managers, 
asset owners, insurers, and financial service 
providers (stock exchange, rating agencies, 
auditors and investment consultants), supporting 
the UN’s Race to Zero campaign. 
  The GFANZ essentially provides a platform where 
financial firms can team up or work in 
partnership to discuss various issues and come 
up with innovative solutions that would support 
the decarbonization of the world economies, 
companies by accelerating green financing 
across the globe. They are also dedicated to 
mobilizing investment of private capital into 
emerging markets and developing countries. 
Furthermore, GFANZ consists of sector-specific 
alliances like Net Zero Banking Alliance, Net Zero 
Asset Managers Alliance, Net Zero Asset Owner 
Alliance, Net Zero Insurance Alliance, Net Zero 
Financial Service Providers Alliance, Net Zero 
Investment Consultants Initiative, and the Paris 
Aligned Investment Initiative. The financial 
institutions who are members of these alliances, 
based on their region of operations, can be 
potential sources of green funding for CCUS 
projects and cluster development.
153
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Investment & Financing Mechanism 6.9 Socio-Economic Impact
of CCUS
6.8.1.4 Export Credit Agencies
Financing CCUS projects in emerging markets can 
pose risks to foreign investors. Export Credit 
Agencies (ECA) can play a pivotal role in reducing 
the risk of investment/ debt financing for such 
projects by providing financing solutions and risk 
insurance. Examples include:
a. Export Import Bank of the United States
(EXIM): EXIM provides trade financing solutions, 
including export credit insurance, working capital 
guarantees, and guarantees of commercial loans 
to foreign buyers, to empower exporters of US 
goods and services. EXIM works closely with both 
US-based suppliers of equipment and services, 
as well as with foreign buyers of the same. US 
EXIM Bank is an independent federal agency that 
fills gaps in private export finance. The US EXIM 
Bank was first active in India in the 1950s and 
today supports a significant volume of US 
exports to India.
b. Nippon Export and Investment Insurance
(NEXI): NEXI is the official export credit agency of 
Japan. In 2019, NEXI launched a “Loan insurance 
for green innovation”. This insurance was made 
for the financing of projects in the field of 
environmental protection/ climate change 
prevention. This product has been designed 
specifically for Japanese companies (exporters or 
equity investors) who implement projects in the 
field of renewable energy, energy conservation, 
and projects utilizing new technologies that 
contribute to global environmental protection (like 
CCUS, hydrogen-related technology, fuel-cell).
6.8.2 Potential Sources of Equity
a.  Large corporations like NTPC, RIL, Adani Group, 
IOCL, SAIL, Tata Steel, JSW, IFFCO, etc. can be 
equity investors in carbon capture projects 
constructed at their plants. 
b.  Technology and operational investors like Air 
Liquide, Honeywell UOP, Mitsubishi Heavy 
Industries Ltd., ION Clean Energy, Baker Hughes, 
etc. can be equity partners in such projects.
 
c.  Sequestration/EOR site operators like crude oil 
and natural gas producers (ONGC) can be equity 
investors in carbon capture and cluster 
development projects, as they will be utilizing the 
captured CO
2
 for EOR.
The socio-economic impact of the CCUS project is 
manifold. CCUS will help in the production of low-C 
products through the decarbonization of 
hard-to-abate industries and power plants. Thus, it 
will create export opportunities for green products 
with a significant premium and also enable new 
coal-based industries such as gasification-based 
production of chemicals and power. At the same 
time, other manufacturing and service sectors will be 
benefitted from large investments across the carbon 
value chain (capture, processing, transportation, 
utilization, storage, and EOR). This will have a 
beneficial effect on existing as well as new industries. 
With targeted capture of 750 mtpa by 2050, India 
could become a global leader in CCUS technology, 
thus creating significant export opportunities. 
Additionally, coal-based chemical production at a 
competitive cost can reduce the import of chemicals 
like methanol, ammonia, MEG, etc. This will reduce 
the foreign exchange outgo and also ensure energy 
security in future.
The additional oil produced from CO
2
-EOR will 
substitute crude oil imports to India and, therefore will 
decrease the current account deficit of India. 
Additionally, the direct and indirect tax revenues 
generated from the project and the incomes from 
direct and indirect employment will also generate 
significant tax revenues in India. Direct, indirect, and 
induced employment both during the engineering and 
construction phase will have a significant social and 
development multiplier. Although rigorous 
Input-Output modelling is not possible at this stage, the 
baseline parameters indicative of the socio-economic 
impact of the project are provided below:
-  Economic Activity Parameters:
• Value addition and GDP contribution
•  Investment and GDP contribution
•  Tax revenues
-  Employment Generation Parameters:
•  Direct, indirect (including induced) and total 
employment during construction & operations
-  Import Substitution Parameter:
•  Value of import of products substituted
• Contribution to the reduction in current account 
de√cit/surplus.
154
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Investment & Financing Mechanism 6.9.1 Net CO
2
Reduction from the Industrial &
Power Sector
CCUS is the only sustainable and feasible solution to 
support India’s growing demand for energy and rapid 
industrialization and meet the aspiration of over 1.3 
billion Indians. The Indian industrial and power sector 
emits about 1.6 Gtpa of anthropogenic CO
2
 today, 
which is expected to increase to 2.3 Gtpa by 2030 
and 2.8 Gtpa by 2050. With the envisaged capture of 
around 0.75 Gtpa by 2050, CO
2
 emissions will reduce 
by around 30%. Out of 0.75 Gtpa, a majority will be 
contributed by steel, cement and power industries in 
addition to new gasification-based industries. A 
probable distribution of 0.75 Gtpa across different 
sectors and the corresponding low-C production is 
shown in Table 6-9.
However, most of the currently available 
technologies for carbon capture are 
energy-intensive. Conventional technologies like 
amine-based carbon capture consume large 
quantities of steam for regeneration, while 
non-conventional technologies like 
PSA/cryo/membrane consume power. Since steam 
can only be produced efficiently through the burning 
of fossil fuels in boilers, there will be CO
2
 emissions 
for steam production. With proper sourcing of steam 
and fuel selection, CO
2
 emissions from boilers can be 
reduced, reducing the net CO
2
 emission by 20-40%, 
depending on the industry. Waste heat recovery (if 
available) is ideal for the generation of steam, 
especially for cement and steel plants. On the other 
hand, Scope 2 emissions for electricity-based 
technologies will depend on the grid emission 
intensity. With the increased share of renewables, 
grid CO
2
 intensity will reduce over time, which will 
benefit electricity-based technologies. 
6.9.2 GDP & GVA Impact
A total of around USD 100-150 BB$ [2022 dollars] 
of investments are required over the next few 
decades for 750 mtpa CO
2
 capture, utilization, and 
storage. Since the investment will be across the CO
2
 
value chain, it will help develop the market for CO
2
. 
This preliminary estimation has been done based on 
the envisaged improvement of technology as well 
as cost reductions expected through indigenization. 
During the implementation stage, the impact on 
GDP has been assessed as US$ 100 to 150 BB over 
the next 30 years. 
Coal gasification projects will generate value-added 
products like methanol, ammonia, acetic acid, 
mono-ethylene glycol, etc. A significant part of these 
chemicals are presently imported to India; presently, 
India imports almost USD 13 BB$ per annum of 
organic chemicals. Coal-based production through 
gasification will help in significantly reducing imports. 
Table 6-9: Probable Distribution of 750 mtpa and low-C Product Volume
Thermal power generation 530 80-100 GW
Steel 100 40-50 mtpa 
Cement 50 80-100 mtpa 
Refineries & chemicals 10 40-60 mtpa 
Hydrogen 10 ~ 2 mtpa
Coal gasification 50 5 mtpa H
2
 or 25 mtpa    
  Methanol or 16 mtpa Ammonia
Total 750 
Capture volume, mtpaEqui. Low-C product
155
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Investment & Financing Mechanism The contribution to the GDP from gasification-based 
products will be in the form of revenues from the 
production of methanol, ammonia, acetic acid, 
mono-ethylene glycol, etc. Revenues throughout the 
operating life cycle have been considered for 
estimating the GDP contribution from gasification 
projects. Depending on the product-mix 
(methanol/MEG/AA), coal based chemicals 
production can replace 7-10 BB$ of imports by 2050.
Coal gasification projects will generate multiple tax 
streams for the Government exchequer. The major 
sources of tax, like the tax on the purchase of capital 
goods (during the construction stage) and the 
corporate tax (throughout the economic life of the 
project) have been assessed. Additionally, there will 
be a cascading effect due to the significant 
employment generation as well as economic 
development in the vicinity of the project, which is 
difficult to ascertain; hence the same has not been 
assessed. 
Contribution to the GVA for value addition has been 
estimated as the revenue generated from the low-C 
products, less the cost for the intermediate inputs. 
The EBITDA (Earnings Before Interest Tax 
Depreciation and Amortization or the operating 
profits) throughout the economic life of the project 
have been used for calculating the GVA. Considering 
a minimum premium of 10% over conventional 
products, GVA for decarbonized products is 
estimated at around 10 BB$.
6.9.3 Potential Direct & Indirect Employment
Creation
During the construction stage, the generation of 
temporary employment for construction works 
(skilled, semi-skilled, and unskilled) will be one of the 
major impacts of CCUS projects. Additionally, high 
skilled and valued resources will be required by 
contractors, technology suppliers, and project 
proponents for project management, administration, 
and supervision. The employment of construction 
workers from the nearby area will boost the regional 
economic conditions. As there is a multiplier effect 
on consumption, savings, taxes, etc. the projects will 
help in shaping the future economic development of 
the nearby areas. The indirect employment is likely 
to be 3-5X of the direct employment generated. 
Additionally, jobs for O&M of the entire carbon value 
chain will progressively expand. These persons will 
mostly be skilled personnel and SMEs in the required 
fields. The total impact has been estimated based on 
the annual requirement of manpower multiplied by 
the economic life of the project, considered as 25 
years of operations. As the indirect employment 
multiplier is a function of the salary, savings, and 
domestic consumption, indirect employment will be 
around 5-7X of the direct employment.
Based on the above, it is estimated that India’s CCUS 
ambitious target of 750 mtpa by 2050 can create 
employment of over 8-10 million full time equivalent 
(FTE) years in a phased manner. 
6.9.4 Potential FDI
Primary industries are capital cost intensive and 
CCUS will increase the cost further. CCUS 
implementation for a volume of 750 mtpa will cost 
more than 100 BB$ over the next two to three 
decades. The Government of India should work with 
international partners, technology suppliers, 
policymakers, etc. to support India’s decarbonization 
goal through technology transfer and financing 
capital cost-intensive CCUS projects. Additionally, 
decarbonization will gradually become one of the key 
criteria for attracting international financing. So, 
projects with CCUS may be able to secure low-cost 
financing from outside India. 
156
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Investment & Financing Mechanism Chapter 7
Conclusions This chapter summarizes the findings and 
recommendations of this study, as below:
1. Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) 
has an important and critical role to play for India 
to halve CO
2
 emissions by 2050 and accomplish 
net-zero by 2070, as envisioned by the Hon’ble 
Prime Minister of India. Energy transitions take 
decades and hence it is important to implement 
the framework and policy instruments for CCUS to 
become a reality in India and make a meaningful 
contribution to decarbonization in India.
2.  CCUS is required for the decarbonization of both 
industrial applications and the power sector: 
 a. Industrial applications: Industrial applications 
are hard to electrify, and industrial CO
2
 
emissions are hard to abate due to the use of 
fossil fuels not only as a source of energy but 
within the process itself. Thus CCUS is 
imperative to decarbonize the industrial 
sector, which accounts for over 30% of total 
CO
2
 emissions in India.
 b. Clean products: CCUS can enable the 
production of clean products while utilizing our 
rich endowments of coal, reducing imports and 
thus leading to an                Indian economy. 
CCUS also has an important role to play in 
enabling sunrise sectors such as coal 
gasification and the nascent hydrogen 
economy in India.
 c. Power: India relies on coal for meeting over 
70% of its electricity needs; even if India is 
able to meet the renewables target of 500 GW 
installed capacity by 2030, there would still be
    a need to meet baseload power demand from 
fossil fuels (most likely coal) or other 
dispatchable sources, given the intermittency 
and non-dispatchable nature of solar and wind 
power. Thus, CCUS has a role to play in 
enabling clean and green baseload power and 
ensuring the sustenance and non-stranding of 
our over 210 GW of coal and lignite-based 
thermal power plants.
 
3.  CCUS can contribute to decarbonization and 
transition to clean energy systems in various ways:
  a.  Ensuring the sustenance of existing emitters
  b.  Decarbonizing hard to abate sectors
 
  c.  Promoting the low carbon hydrogen economy
 
  d.  Removal of the CO
2
 stock from the atmosphere
4.  Scope 1 emissions from India’s power and 
industrial sectors (primarily steel, cement, H
2
 
production, oil & gas, refineries, chemicals and 
coal gasification) amount to 1,600 mtpa of CO
2
, 
which is around 60% of the total CO
2
 emissions 
(2,600 mtpa) in India in 2020. The remaining 40% 
CO
2
 emissions are contributed by distributed point 
emissions sources like agriculture, transport, and 
buildings, which are not amenable to carbon 
capture. Emissions from these sectors (power and 
industries) are expected to increase to nearly 
2,300 mtpa by the year 2030, fuelled by India’s 
strong GDP growth outlook.
  
5.  The key CCUS related interventions required for 
the CO
2
 intensive sectors of the Indian economy is 
tabulated below:
158
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Conclusions Total
6.  Commercially proven carbon capture technologies: 
The mature and commercially proven CO
2
 capture 
technologies may be broadly classified into the 
following types:
a. Chemical solvent-based CO
2
capture
technologies: preferred when dealing with gas 
streams that are lean in CO
2
 and have relatively 
lower pressures, such as flue gases. The cost and 
availability of steam is also a key factor as 
regenerating the solvent requires large 
quantities of steam. 
 b. Physical solvent-based CO
2
capture
technologies: these work well on gas streams with 
relatively higher CO
2
 concentration and pressure. 
SteelFuture steel growth is largely based on 
the BF-BOF route, where the use of fossil 
fuels is hard to replace. CCUS is 
necessary for sustainability and also 
ensures export competitiveness
Establish CCUS for 
Integrated Steel Plants, 
particularly in Eastern India
240 450
CementAnother major CO
2
 emitting sector, 
where fossil fuels are difficult to replace. Utilization of CO
2
 in aggregates has 
synergies with the cement business
Establish CCUS clusters in key identified areas/ districts
196 325
Oil  & gas upstream, 
refineries & 
chemicals
Hard to abate sector. CCUS essential for 
the sustainability of the sector; carbon 
capture inbuilt in many of the processes
Decarbonize key applications 
like urea, olefins, syngas 
from petcoke
125 177
HydrogenBlue hydrogen is key to the hydrogen 
economy of the future. Carbon capture is 
unbuilt in the H
2
 production process
Establish pathways for CO
2
 
utilization and storage
56 102
Coal gasificationSunrise sector - key to materials and 
energy security of India, based on India’s 
rich endowments
Establish pathways for CO
2
 
utilization and storage
- 27
1,621 2,291
 c. Adsorption-based CO
2
capture: they are 
suitable for pre-combustion capture, where the 
gas stream has high pressure and a high CO
2
 
concentration. 
 
d. Cryogenic CO
2
capture: preferred in cases 
where the cost of power is low. This technology 
also provides a unique advantage by 
generating additional hydrogen without 
increasing the amount of feedstock (natural 
gas)/ producing the same quantity of hydrogen 
with lower natural gas consumption
7. CO
2
 utilization: The pathways for utilization of the 
captured CO
2
 are primarily:
Thermal power 
generation
Even with RE growth, coal-based power 
will continue to meet more than 50% of 
electricity demand. As the largest emitter 
of CO
2
, CCUS in the power sector is 
essential for meaningful decarbonization 
and ensuring energy security in India
Establish CCUS clusters in 
key identified districts 
1,004 1,210
Table 7-1: Sector-wise CO
2
Emissions and Interventions Required
Sector
2020 2030
Estimated CO
2
emissions (in mtpa)
Rationale for CCUSKey interventions
required
159Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Conclusions a. Enhanced Oil Recovery (EOR): CO
2
 for EOR 
has been successfully carried out for decades 
to produce low-carbon oil from maturing oil 
fields in North America and other geographies. 
CO
2
 EOR could also be feasible for maturing 
Indian oil fields. 
 b. Green urea: Urea production from green 
ammonia can utilize a significant part of 
captured CO
2
. Renewable energy-based ammonia 
(green ammonia) can replace conventional 
ammonia production from LNG if green 
hydrogen is available at a competitive cost. 

c. F&B applications: CO
2
 utilization in F&B 
applications comprise of carbonated drinks, 
dry ice, and modified atmosphere packing; 
however, the scales are quite small compared 
to the volume of CO
2
 generation/emissions. 
  d.  Additionally, there are other promising 
propositions for the utilization of CO
2
. The 
relatively matured CO
2
 utilization pathways 
are: chemicals (methanol and ethanol),
building materials (concrete and aggregates) 
and polymers
8.  Notwithstanding the above-mentioned 
opportunities for CO
2
 utilization, the permanent 
sequestration or geological storage of CO
2
 in 
saline aquifers and basaltic traps, EOR and 
Enhanced Coal Bed Methane Recovery (ECBMR) 
are the only available pathways for CO
2
 
disposition at scale. The overall CO
2
 storage 
capacity assessment for India (based on 
theoretical assessments) for the four options is 
tabulated below. 
9.  Existing studies by the British Geological Society 
and IIT Bombay indicate a large CO
2
 storage 
potential in India; however, further actions need to 
be supported by the Government of India to make 
geological storage of CO
2
 a reality in India: 
  a.  Source sink mapping to prioritize the regions 
and basins most suitable for CO
2
 storage in 
terms of storage capacity and feasibility
 
  b.  Pore space mapping and characterization of 
the most promising CO
2
 storage regions and 
basins – geological characterization and 
exploration for CO
2
 storage, similar to the 
seven Regional Carbon Sequestration
    Partnerships (RCSPs) funded by the US 
Department of Energy (US DOE).
  c.  For the prospective regions identified in India, 
developing the CO
2
 storage infrastructure 
through characterization, validation and 
commercial scale development.
 
10.  The key to a successful CCUS implementation in 
India is to enact a policy framework that supports 
the creation of sustainable and viable markets for 
CCUS projects. The private sector is unlikely to 
invest in CCUS unless there are sufficient 
incentives or unless it can benefit from the sale of 
CO
2
 or gain credits for emissions avoided under 
carbon pricing regimes.
EORRelatively more researched area; technology tested in 
major carbon capture projects across the globe
3.4
ECBMRRequires more dedicated studies and pilot tests for  Indian coal beds; no commercial-scale project 
3.5-3.7
Deep Saline  Aquifers
Offers great CO
2
 storage potential; however, limited 
data available on storage in deep saline aquifers 
291
BasaltsStudies required for understanding storage  mechanisms in basaltic traps
97-315
Total395-614
Table 7-2: Theoretical CO
2
Storage Capacity in India
Storage Pathways Theoretical Storage Capacity (Gt)Extent of Existing Research
160
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Conclusions   carbon capture costs through financial 
instruments and future taxes & growth. On the 
other hand, the effectiveness of a carbon tax 
based policy is questionable for a developing 
country like India and may lead to industrial 
migration and loss of competitiveness.
 
12.  The key elements of the proposed carbon credits 
and incentives based CCUS policy framework for 
India are tabulated below:
13.  Financing CCUS projects can be quite challenging 
in a developing country like India, even with policy 
support. To support CCUS in India, it is important 
to fund and support demonstration scale projects. 
The typical cost structure of potential CCUS
Table 7-3: Key Elements of a CCUS Policy Framework for India
ElementDetails
-  In the near term, CCUS policy should be carbon credits or incentives based, to seed 
and promote the CCUS sector in India through tax and cash credits
-  Over time (probably beyond 2050), the policy should transition to carbon taxes, to 
enable reaching India’s net zero goals by 2070
-  The policy should establish early stage financing and funding mechanisms for 
CCUS projects
-  Regional hub & cluster models need to be established to drive economies of scale
-  The role of emitters, aggregators, hub operator, disposers and conversion agents 
needs to be defined
-  Preferential procurement in Government tenders for low carbon or carbon abated 
products
-  Incentives to foster innovation for low carbon products through schemes like PLI
-  Distribution of benefits of economic value added created, to communities most 
affected by environmental and climate change
-  Protection of communities and jobs, especially in sectors affected by clean energy 
regulations
-  Regulated emission levels and allowances for different sectors
-  Adoption of Life Cycle Analysis (LCA) framework to take into account Scope 2 and 
Scope 3 emissions and drive effective carbon abatement
-  Limiting the CO
2
 liability and ownership of participants across the CCUS value 
chain
-  Monitoring, Verification and Accounting (MVA) framework and monitoring for risk 
management
Policy path
Hub & cluster
business model
Low carbon products
Environmental and
social justice
Accounting and
regulatory framework
Risk mitigation
  demonstration projects in India for different 
sectors can be quite different, depending on the 
source and quality of the gas stream and the 
extent of CO
2
 capture targeted; the same is 
summarized below.
 Based on the review of the prevailing policy 
mechanisms in different parts of the world, there 
are two clear policy choices/approaches for India 
to adopt, i.e. either carbon credits/incentives 
based policy or carbon tax based policy. 
11.  A comparison of the two approaches reveals that 
a cash and tax credit based policy is more likely to 
incentivize CCUS adoption in India, by establishing 
markets for carbon-based products and offsetting
161
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Conclusions Table 7-4: Sector-wise Typical Carbon Capture Capital Charge and Cash Cost
Gasification  70 ktpa H
2
  1 mtpa  Rs. 80-100  90-120  250-300  340-420
based     Crore 
production
NG based  130 ktpa H
2
  0.7 mtpa  Rs. 700-800   900-1,200  1,150-1,400  2,050-2,600
SMR for H
2
    Crore
production
Cement  2.5 mtpa  2 mtpa  Rs. 1,600 to  800-1,000  1,050-1,600  1,800-2,600
 clinker  1800 Crore
Iron and  2.0 mtpa BF  2 mtpa  Rs. 1,600-  1,000-1,300  1,900-2,300  2,900-3,600
Steel BOF based ISP   2,000 Crore
Refinery  5 mtpa crude  1 mtpa   Rs. 1,100-  1,200-1,400  2,700-3,100  3,900-4,500
(CDU & FCC)  processing   1,300 Crore
Coal-based  800 MW  5 mtpa  Rs. 3,500-  700-1,000  2,100-2,500  2,800-3,500
power    4,000 Crore
Total 11.7 mtpa Rs. 8,600 –
10,000 Crore
Industry
name
Ref. Plant
capacity
CCU capacity
(mtpa)
Capital Costs,
Rs. crores
Capital
Charges (A),
Rs./TCO
2
Cash Cost
(B), Rs./TCO
2
Total Capture
Cost (A+B),
Rs./TCO
2

The financing of CCUS projects at scale can be 
considered through options:
a. Option 1: CCUS financing through ‘Clean Energy 
Cess’ only 
b. Option 2: CCUS financing through bond and gross 
budgetary support 
 
In both options, it is proposed that a “Carbon Capture 
Finance Corporation (CCFC)” be developed as a 
financial institution to fund CCUS projects through 
equity or debt participation, with the objective of 
supporting and realizing the carbon neutrality goal. 
The CCFC will be funded by low-cost sovereign or 
International Green Funds, Carbon Bonds or Climate 
Funds. By investing in CCUS projects, along with a part 
of the incremental tax revenue generated, it should be 
possible to fund the carbon capture credits, eventually 
leading to subsidy-neutral CCUS operations.
 
14.  The other measures required for promoting CCUS 
projects are as follows:
  a.  A statutory body like the ‘Bureau of Energy 
Efficiency (BEE)’ is required for the 
assessment, baselining, and monitoring of CO
2
 
emissions for each industry.
  b.  PLI for low carbon products should be linked 
with the decarbonization goal and the 
    additional cost required for producing 
green/clean products.
 
  c.  The cost of CO
2
 abatement should be 
subsidized through cash credits (for cash 
costs) and tax credits (for capital costs). The 
levels should be commensurate to the industry 
cost structure and be finalized based on 
demonstration projects and/or FEED studies. 
The cash and tax credit mechanism should be 
reviewed every 3 to 5 years.
 
 d.  Demonstration projects are essential to find 
out the best CCUS technologies for different 
sectors and applications in the Indian context, 
based on Life Cycle Assessment (LCA) of the 
CCUS projects. FEED studies, as well as the 
implementation of demonstration plants 
should be supported by the Government/PSUs.   
15.  Promoting CCUS adoption and implementation in 
India requires a multi-pronged approach to 
incentivize the following:
  a.  Technology transfer of commercially proven 
CCUS technologies 
  b.  Promoting R&D in novel technologies, 
particularly in the area of CO
2
 utilization
  c.  Encouraging private sector participation in 
implementing CCUS demo projects
162
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Conclusions Bibliography
1.  International Energy Agency, IEA
 
2.  Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC)
3.  India's Intended Nationally Determined Contributions. (2015). (Retrieved from 
https://moef.gov.in/wp-content/uploads/2018/04/revised-PPT-Press-Conference-INDC-v5.pdf) 
4.  MIT database - https://sequestration.mit.edu/tools/projects/index.html     
5.  IEA 2009 Roadmap for CCUS 
6.  Vishal, Vikram, et al. "Understanding initial opportunities and key challenges for CCUS deployment in India at scale." 
Resources, Conservation and Recycling 175 (2021): 105829.
7.  Medlock, III, Kenneth B. and Keily Miller, “Expanding Carbon Capture in Texas”, Baker Institute Center for Energy 
Studies, January 2021.
8.  IBEF Power, 2021
9.  Ministry of Power Annual Report, 2020-2021
10.  India Energy Outlook 2021, IEA.
11.  Central Electricity Authority (CEA)
12.  Power Sector at a Glance (All India) - Ministry of Power
13.  Breeze, Paul. Power generation technologies. Newnes, 2019.
14.  Colin, A. S., Minh, T. H., & Dianne, E. W. (2016). Membrane-Cryogenic Post-Combustion Carbon Capture of Flue Gases 
from NGCC. Technologies, 4(2), 14.
15.  Tim, B. & Kashish, S. (2019). Gujarat’s Electricity Sector Transformation. IEEFA. 
16.  Joint Plant Committee (JPC)
17.  National Steel Policy, Ministry of Steel
18.  IBEF Cement, 2021
19.  Indian Minerals Yearbook 2019, Indian Bureau of Mines, Government of India.
20.  Cement Manufacturing Association
21.  India’s Hydrocarbon Outlook, 2020.
22.  NETL, US Department of Energy (DOE).
23.  IEAGHG 2018 Report on “The Carbon Capture Project at Air Products’ Port Arthur Hydrogen Production Facility”.
163
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India 24.  UOP White Paper (UOP Polybed™ PSA Systems)
25.  Air Liquide Technology Handbook 2018.
26.  Global Status of CCS 2020 Report, Global CCS Institute.
27. https://www.frontiersin.org/articles/10.3389/fmars.2019.00029/full
28.  Behera, Bunushree, Nazimdhine Aly, and P. Balasubramanian. "Biophysical model and techno-economic 
assessment of carbon sequestration by microalgal ponds in Indian coal based power plants." Journal of 
Cleaner Production 221 (2019): 587-597.
29. https://www.energy.gov/fecm/science-innovation/oil-gas-research/enhanced-oil-recovery 
30.  Mazzotti, M., Pini, R., & Storti, G. (2009). Enhanced coalbed methane recovery. Journal of Supercritical 
Fluids, 47(3), 619-627.
31.  Vikram, V., Yashvardhan, V., Debanjan, C., & Dhananjayan, A. (2021). A systematic capacity assessment and 
classification of geologic CO
2
 storage systems in India. International Journal of Greenhouse Gas Control,
111, 103458.
32. Snæ björnsdóttir, S. e. (2014). CO
2
 storage potential of basaltic rocks in Iceland and the oceanic ridges. 
Energy Procedia, 63, 4585-4600
33.  McGrail, B. P. (2006). Potential for carbon dioxide sequestration in flood basalts. Journal of Geophysical 
Research: Solid Earth, 111(B12).
34.  A regional assessment of the poential for CO
2
 storage in the Indian subcontinent - IEAGHG 2008
35.  Best Practices for Monitoring, Verification, and Accounting of CO
2
 Stored in Deep Geologic Formations (US 
DOE NETL).
 36.  European Commission- Carbon Capture, Utilization and Storage 
(https://energy.ec.europa.eu/topics/oil-gas-and-coal/carbon-capture-storage-and-utilisation_en#carbon-ca
pture-storage-and-utilisation-in-the-eu)
37.  Carbon pollution pricing scheme across Canada 
(https://www.canada.ca/en/environment-climate-change/services/climate-change/pricing-pollution-how-it-
will-work.html) 
38.  Cost of capturing CO
2
 from Industrial sources (DOE/NETL-2013/1602).
39.  Integrated Environmental Control Model (IECM) Version 11.5.
40.  IEA Technical Report.
41.  Climate Bonds Initiative (www.climatebonds.net )
42.  Climate Investment Funds (www.climateinvestmentfunds.org)
43.  Asian Development Bank (adb.org)
164
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India
Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) –
Policy Framework and Deployment Mechanism in India www.niti.gov.in