|
| | | | Проблемы современной экономики, N 3 (95), 2025 | | | | ЭКОНОМИКА И ЭКОЛОГИЯ | | | |
| | Ветрова М. А.
доцент экономического факультета
Санкт-Петербургского государственного университета,
кандидат экономических наук
Янушанец С. Н.
аспирант экономического факультета
Санкт-Петербургского государственного университета
| | | | В статье проводится комплексная оценка экономической эффективности трёх сценариев обращения с попутным нефтяным газом (ПНГ) на примере платформы «Моликпак» проекта «Сахалин-2» в условиях ужесточающегося углеродного регулирования и трансформации энергетического сектора. Рассматриваются: факельное сжигание с уплатой налогов на выбросы; внедрение CCUS-технологий для увеличения нефтеотдачи; переработка ПНГ в СПГ с последующим использованием в производстве голубого водорода. Расчёты ключевых финансовых показателей позволяют установить, что наименее затратный, но экологически и экономически неэффективный путь — сжигание газа. Применение CCUS-технологий в текущих условиях экономически нецелесообразно. Использование ПНГ для производства СПГ и его интеграция в водородную цепочку является наиболее оправданным вариантом, соответствующим целям низкоуглеродного развития и стратегии формирования водородных кластеров в России. | | Ключевые слова: низкоуглеродная экономика, декарбонизация энергетического сектора, попутный нефтяной газ, CCUS-технологии, водородная энергетика, экономическая эффективность | | УДК 338.1+338.2 338.4; ББК 65.2/65.4 Стр: 213 - 216 |
Введение. В последние годы вопросы изменения климата стали одними из самых обсуждаемых. 75 % эмиссии парниковых газов генерируется за счёт энергетического сектора, основанного на ископаемых видах топлива, при этом попутный нефтяной газ (ПНГ) остаётся значительным источником эмиссии климатически активных газов. Стоит отметить, что в России ежегодно сжигается около 21 % ПНГ [1]. Введение углеродного регулирования и экологических норм стимулирует нефтегазовые компании к поиску экономически обоснованных решений для сокращения выбросов климатически активных газов [7].
Наряду с этим усиливаются и международные климатические требования, закреплённые, в частности, Парижским соглашением 2015 года, ратифицированным РФ в 2019 г. [18], согласно которому страны берут на себя обязательства по сокращению выбросов парниковых газов. Для достижения целевых ориентиров РФ в 2021 году утвердила Стратегию социально-экономического развития с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 года и обновила Климатическую доктрину в 2023 г. [5]. Ключевая цель документов — достижение углеродной нейтральности не позднее 2060 года. В этом контексте вопросы рационального обращения с ПНГ приобретают не только природоохранный, но и стратегический характер.
Системный ответ на вызовы декарбонизации дан в Энергетической стратегии Российской Федерации до 2050 года, утверждённой в 2025 году. Документ отражает качественно новый подход к формированию энергетической политики страны, фокусируясь одновременно на обеспечении энергетической безопасности, развитии экспортного потенциала и снижении углеродоемкости экономики. Среди ключевых приоритетов обозначены рост энергоэффективности, технологическая модернизация ТЭК, а также развитие низкоуглеродных источников энергии. Особое место в стратегии занимают водородная энергетика и технологии улавливания, утилизации и хранения углерода (CCUS), как перспективные направления для трансформации углеродоёмких отраслей [11].
Развитие водородной энергетики в России рассматривается как один из системных элементов сбалансированного энергоперехода [2]. Страна обладает значительными преимуществами для выхода на глобальный рынок водорода — от инфраструктурной базы газовой отрасли до обширных запасов сырья и компетенций в области атомной и химической промышленности [4]. Согласно стратегическим установкам, к 2030 году объём экспорта водорода из России может достичь 2–3 млн тонн. При этом существенная часть будет приходиться на «голубой» водород, производимый на основе природного газа с последующим улавливанием CO₂, что соответствует общемировым трендам (рис. 1) [6]. | | |  | | Рис. 1. Ключевые источники мирового производства водорода [13] |
Одним из флагманских проектов в этой области выступает формирующийся Восточный водородный кластер на Сахалине. Его основой станет кооперация между ПАО «Газпром» и госкорпорацией «Росатом», а также использование ПНГ в качестве сырья для производства сжиженного природного газа (СПГ) и далее — водорода. Уже в ближайшие годы планируется ввод в эксплуатацию завода по производству «голубого» водорода мощностью до 100 тыс. т в год с экспортной ориентацией на страны Азиатско-Тихоокеанского региона [9].
Важным направлением в энергетической политике становится и международная кооперация, прежде всего, в рамках БРИКС. На долю стран-участниц БРИКС приходится значительная часть, как глобального энергопотребления, так и выбросов парниковых газов, поэтому острой актуальностью обладает сбалансированный подход, основанный на диверсификации энергобаланса, повышении энергоэффективности, а также внедрении водородных и углеродонейтральных газовых технологий [12]. В последние годы Россия активно развивает экспорт СПГ и планирует расширение поставок «чистого» водорода странам БРИКС, в частности Китаю и Индии, что позволяет диверсифицировать экспортные риски и способствует обеспечению технологического суверенитета страны.
В РФ существенным потенциалом декарбонизации в нефтегазовом секторе обладает сокращение факельного сжигания попутного нефтяного газа — практика, при которой газ, сопутствующий добыче нефти, сжигается на факелах непосредственно на месторождении вместо утилизации. Это неэффективный процесс, который сопровождается потерями ценных энергоресурсов и эмиссией парниковых газов. Несмотря на формальное ужесточение требований, с 2012 года в РФ действует норматив, обязывающий недропользователей утилизировать не менее 95% извлекаемого ПНГ, допуская сжигание не более 5%, фактические показатели значительно отклоняются от целевых. По оценкам, российская нефтегазовая отрасль всё ещё сжигает около 10–12% ПНГ, превышая установленный лимит [14].
Россия стабильно занимает одно из первых мест в мире по объёмам факельного сжигания ПНГ. Так, в 2021 г. в РФ было сожжено 25,4 млрд м³ ПНГ — больше, чем в любой другой стране. Так, Ирак сжигает 17,8 млрд м³ ПНГ, Иран — 17,4 млрд м³, США — 8,8 млрд м³ [15]. Крупнейшими очагами факельных выбросов является Западная Сибирь: Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий АО — ключевые нефтегазоносные регионы России [16]. Значительные объёмы ПНГ сжигаются также в Коми и Якутии, в первую очередь на удалённых месторождениях, которые характеризуются технологическим отставанием газовой инфраструктуры. Напротив, в таких регионах как Татарстан, Оренбургская обл. и др. исторически уделялось больше внимания утилизации попутного газа, например, для нужд нефтехимии или локальных электрогенераций, что привело к более высоким коэффициентам использования ПНГ и, соответственно, меньшим выбросам климатически активных газов.
Сжигание 1 тыс. м³ газа приводит к выбросу порядка 2,2 тонн CO₂, поэтому сжигаемый в РФ объём ПНГ 25,4 млрд м³ эмитирует 50–60 млн т CO₂ в год, что составляет около 2% выбросов ПГ страны. При этом факельное горение не всегда протекает полностью — при неполном сгорании часть метана попадает напрямую в атмосферу. По оценке GGFR, в мировом масштабе из-за факельного сжигания в 2022 г. было эмитировано около 315 млн т CO₂ и дополнительно 42 млн т CO₂-экв. в виде несожжённого метана [20]. Также серьезен и экономический ущерб от факельного сжигания. Так, по оценке Всемирного банка, ежегодные потери России от сжигания попутного газа превышают 5 млрд долл. [21]. Поэтому сокращение сжигания ПНГ рассматривается как мера, способная сравнительно быстро и эффективно уменьшить выбросы ПГ при ужесточении государственной политики и инвестиций в инфраструктуру утилизации. В данном контексте целью исследования является поиск оптимального экономического сценария для управления ПНГ, который обеспечит снижение углеродного следа при сохранении экономической эффективности.
Альтернативные сценарии управления ПНГ и оценка их экономической эффективности. Для разработки и выбора оптимального сценария использования технологий декарбонизации выбрано Пильтун-Астохское нефтегазоконденсатное месторождение, располагающееся на шельфе Охотского моря в Сахалинской области, на территории которой проходит эксперимент по достижению углеродной нейтральности до 2028 года. Одним из ключевых инфраструктурных объектов этого месторождения является платформа «Моликпак», которая располагается в 16 км от северо-восточного побережья Сахалина на глубине около 30 метров и входит в проект Сахалин-2, принадлежащий компании «Газпром» [8]. В 2021 году среднесуточная добыча на платформе составила 4,09 тыс. т нефти и 0,45 млн м3 попутного газа [3]. Оценка экономической эффективности разработанных сценариев приводится в табл. 1.
Таблица 1
Оценка экономической эффективности альтернативных сценариев управления ПНГ| Показатель | Ед. изм. | Сценарий 1 | Сценарий 2 | Сценарий 3 |
|---|
| Добыча ПНГ | млн м³ | 2 299 | 2 299 | 2 200 | | Объём выбросов СО₂ | тыс. тонн CO₂-экв. | 432 | 126 | 0 | | CAPEX (кап. затраты) | тыс. руб. | – | (11 375 000) | (400 000) | | OPEX (опер. затраты) , включая: | тыс. руб. | (3 864 460) | (2 138 534) | (944 746) | | Итого затраты | тыс. руб. | (3 864 460) | (13 513 534) | (1 344 746) | | Выручка | тыс. руб. | – | 13 760 827 | 3 348 975 | | FCF | тыс. руб. | (3 864 460) | 247 292 | 2 004 229 | | NPV | тыс. руб. | (1 590 525) | (4 996 731) | 656 467 | | PI | ед. | – | (0,41) | 4,28 | | IRR | % | – | 0,29 | 52,2 |
Источник: составлено авторами
Сценарий 1. Сохранение текущей практики сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ) без внедрения улавливающих или перерабатывающих технологий, представляет собой наиболее простой и наименее капиталоёмкий процесс. Его привлекательность с точки зрения краткосрочных затрат объясняется отсутствием капиталовложений в новую инфраструктуру для переработки ПНГ или верификацию климатических CCUS-проектов. Однако, такой сценарий характеризуется наибольшим риском потерь, как прямых в виде штрафов и упущенных выгод от переработки, так и косвенных репутационных издержек. Согласно международным практикам оценки устойчивости компаний, отсутствие климатических инициатив негативно влияет на кредитные рейтинги и ограничивает доступ к международному финансированию.
В рамках данного сценария оценим экономическую эффективность при отсутствии применения технологий декарбонизации и сжигании 10% от общего объёма, извлекаемого попутного нефтяного газа с 2026 по 2040 гг., при максимальной норме в 5%. В данном случае для расчёта экономических потерь вычислен объём выбросов углекислого газа, выделяемых при сжигании 230 млн м3 ПНГ за 15 лет непрерывной работы месторождения, который составляет 432 тыс. т. CO₂-экв. В случае уплаты штрафов за превышение квоты на выбросы согласно ФЗ 296, компания будет нести прямые потери.
Сценарий 2 предполагает инвестиции в установку CCUS с проектной мощностью улавливания 100 тыс. т CO₂-экв. в год. Основная цель построения данного сценария — оценка возможного экономического эффекта от увеличения нефтеотдачи, посредством закачки улавливаемого CO₂ в нефтяной пласт. Данный сценарий строится на основе бенчмаркинга российских и зарубежных исследований и проектов. В результате данного инвестиционного проекта предполагается улавливание 90% выбросов ПГ, образующихся при сжигании ПНГ на факеле.
Ставка дисконтирования по методике WACC составила 21%, капитальные затраты, включающие расходы на проектирование, оборудование, строительство установки и т.д., 11,3 млрд. руб. [10] [17] [19]. В состав операционных затрат включаются расходы на электроэнергию, хранение и транспортировку CO₂, мероприятия по мониторингу пласта, контролю герметичности и предотвращения утечек CO₂. В качестве дополнительных выгод оценено повышение нефтеотдачи в результате закачки СО2 в нефтяной пласт. В среднем, значения повышения нефтеотдачи в мировых проектах составляют от 5% до 15%, в зависимости от типа месторождения и добываемых углеводородов. В данном сценарии использовано минимальное значение 5%, что дает возможность получения 6676 тыс. баррелей дополнительной нефти за рассматриваемый промежуток времени. При высокой ключевой ставке и наличии технологических и рыночных ограничений, связанных с санкционным давлением, использование CCUS-технологий на данном месторождении является нецелесообразным, однако с учетом развития технологий использования СО2 проект сможет стать экономически выгодным.
Сценарий 3. Переработка попутного нефтяного газа в сжиженный природный газ (СПГ) для дальнейшего получения голубого водорода. Компанией-производителем водорода может выступить «Росатом», который реализует проект водородного кластера на основе голубого водорода на юге острова Сахалин. С учетом существующей инфраструктуры в проекте учитываются только операционные затраты, которые включают подготовку и сжижение ПНГ, морскую транспортировку и хранение СПГ. Данный проект способствует утилизации попутного нефтяного газа, тем самым существенно сокращая выбросы CO₂, а также вносит вклад в развитие водородного кластера на Сахалине.
Заключение. Разработка трёх сценариев обращения с попутным нефтяным газом (ПНГ) позволила сопоставить их экономическую эффективность с учётом инвестиционных и экологических параметров. Сценарий 1, предусматривающий сжигание ПНГ без утилизации, наименее предпочтителен: при отсутствии капитальных вложений проект характеризуется отрицательными значениями всех ключевых показателей (FCF = –3,86 млрд руб., NPV = –1,59 млрд руб.), а также высокими выбросами CO₂ (432 тыс. т). Сценарий 2, основанный на применении CCUS-технологий, демонстрирует существенное сокращение выбросов ПГ (до 126 тыс. т СО2), однако требует значительных инвестиций (CAPEX = 11,4 млрд руб.), в результате чего отсутствует экономическая целесообразность реализации проекта (NPV = –5,0 млрд руб., IRR = 0,29 %). Единственная возможность достигнуть положительного экономического эффекта — переработка ПНГ в СПГ с дальнейшей реализацией в рамках водородной цепочки. Данный вариант обеспечит полную утилизацию ПНГ, отсутствие эмиссии CO₂, положительный экономический эффект (NPV = 656 млн руб.), что подтверждает его оптимальность с точки зрения, как экологической эффективности, так и экономической целесообразности. Таким образом, сжигание ПНГ в долгосрочной перспективе является экологически и экономически неэффективным в виду возможных штрафов на выбросы ПГ. Реализация CCUS-проекта в качестве технологии для увеличения нефтеотдачи в данных сценарных условиях нецелесообразна, однако использование ПНГ в качестве сырья для производства голубого водорода является лучшим решением, как с экологической, так и с экономической точек зрения. Для реализации приоритетного сценария необходимо государственное софинансирование и поддержка, ориентирующая бизнес-структуры на внедрение инновационных инструментов декарбонизации, в том числе с целью обеспечения долгосрочной конкурентоспособности РФ на международных рынках. |
| |
|
|
|
