Декарбонизация как инструмент конкурентной борьбы против российских компаний

Декарбонизация мира послужит инструментом конкурентной борьбы против российских компаний, говорится в обзоре Ernst & Young. Без участия государства компании с этим не справятся 

«Стоит признать, что стадия отрицания декарбонизации на ключевых рынках сбыта у регуляторов и компаний СНГ прошла <...> в регионе активно идет работа над нормативно-правовой базой с целью адаптации к меняющейся рыночной конъюнктуре», – отмечает Ernst & Young (EY) в обзоре «Нефтегазовая отрасль СНГ и глобальная климатическая повестка». Но дальше оптимизм аналитиков снижается.

Конкурентная борьба

Планируемое к внедрению в ЕС с 2023 г. трансграничное углеродное регулирование, по сути, новый налог на импортируемую продукцию и направлено на «защиту европейских производителей на фоне роста климатической нагрузки на них, а также сбор средств для дополнительного финансирования процесса декарбонизации», признают авторы обзора: «По нашим оценкам, Россия в худшем случае может потерять в совокупности около 15 млрд евро к 2030 г.». Кроме того, этот механизм не соответствует нормам ВТО, «но ЕС намерен сгладить данный риск в финальном документе». И в целом такая практика будет распространяться и дальше, прогнозирует EY: «Все чаще в США <...> заявляют об интересе к инструменту климатического регулирования импорта. В целом в рамках сложившейся модели рынка «ни России, ни другим странам СНГ декарбонизация невыгодна, особенно на этапе постковидного восстановления экономик и такого долгожданного роста цен на сырьевые товары, которые, по оценкам ведущих инвестбанков с Уолл-стрит, входят в пятый суперцикл за 100 лет». «Да, можно говорить о несправедливых правилах конкуренции», – признают авторы обзора. 

Текущая климатическая повестка сейчас является примером того, как с помощью популистских лозунгов можно переписать мировую систему торговли, категоричен ведущий аналитик Фонда национальной энергетической безопасности Игорь Юшков. «Придумывается какая-то угроза глобального масштаба, в данном случае климатическая, и начинает отстаиваться. Те, кто с ней не согласен, облагаются дополнительной нагрузкой», – отмечает он. 

Европейцы считают ископаемое топливо менее экологичным, чем ВИЭ, и призывают иностранный бизнес быть более ответственным, говорит Юшков: «Европейцы долгие годы занимались развитием возобновляемых источников энергии, которые являются очень дорогими и не выдерживают конкуренции с ископаемыми источниками энергии. Теперь с учетом климатической повестки гораздо проще ввести налог за углеродный след от ископаемого топлива, чтобы уравнять его себестоимость с ВИЭ». Трансграничное углеродное регулирование для ЕС и США становится способом борьбы за сохранение своих рынков и частью протекционистской политики, согласна управляющий партнер аналитического агентства WMT Consult Екатерина Косарева. «Из-за отсутствия достаточного количества углеводородных ресурсов в самой Европе европейцы были вынуждены искать альтернативные источники энергии, которые ощутимо дороже традиционных нефти, газа и угля. Чтобы уравнять себестоимость ВИЭ и традиционных источников энергии, и был придуман углеродный налог», – отмечает она.

Российскую экономику в целом ожидает «сложный компромисс между признанием глобальных принципов экологической, социальной и управленческой ответственности и реалиями углеродоемкой экономики». Наиболее подверженной климатическому воздействию окажется нефть. При сохранении статус-кво BP считает, что пик потребления нефти в мире был уже пройден в 2019 г., хотя ОПЕК ожидает его к 2040 г., а Международное энергетическое агентство (МЭА) – после 2030 г. Руководитель департамента аналитических исследований Bank of America Merrill Lynch в России Карен Кастанян на энергетической панели ПМЭФ-2021 обращал внимание, что энергопереход часто не принимает во внимание участие в этом процессе развивающихся стран, которые сейчас растут. «Подумайте: с каким ростом потребления мы столкнемся к 2050 г., когда мировая экономика будет в 2-3 раза больше. Подумайте, во сколько увеличится потребление через 10 лет, если мы уже сейчас меняем мобильные телефоны каждый год», – говорил он. 

Подходы, которые демонстрируют транснациональные нефтегазовые гиганты, не всегда применимы в России, отмечают в EY. «Потенциал развития возобновляемой энергетики на большей части территории СНГ относительно низок»: строительство ВИЭ в России требует более существенных затрат, чем традиционная генерация, а отсутствие масштабного локального производства и необходимость импорта ВИЭ-технологий «увеличивают риски технологической безопасности». Как и в странах Персидского залива, обеспеченных дешевым сырьем, паритет себестоимости ВИЭ и хранения централизованно производимой энергии может наступить не ранее чем через 10 лет, говорят аналитики EY. 

«Сжиженный природный газ (СПГ) актуален для тех, кто обеспечен запасами природного газа и <...> готов осуществлять масштабные инвестиции в строительство новых объектов и развитие инфраструктуры <...> Однако по мере снижения спроса на газ за горизонтом 2040 г. компаниям придется сфокусироваться на повышении своей эффективности и конкурентоспособности».

«Беспроигрышным вариантом» для нефтегазовых компаний СНГ аналитики EY считают операционную декарбонизацию – то есть мероприятия по снижению выбросов СО2 в процессе традиционной для нефтегазовых компаний деятельности. Например, речь должна идти о минимизации утечек метана (в частности, на заброшенных скважинах), негативное воздействие которого на климат в 26–28 раз выше, чем у диоксида углерода. «Также стоит проработать вопрос по сокращению объемов сжигания попутного газа»: несмотря на действующее с 2012 г. постановление об утилизации 95% ПНГ, средний показатель по России – 82,6% в 2020 г. Но в долгосрочной перспективе нефтегазовым компаниям СНГ, включая и российские, потребуются другие, более эффективные технологии – такие как улавливание и хранение углерода (УХУ), считают в EY. 

Поймать углерод

«МЭА рассматривает УХУ как единственный способ прямого сокращения выбросов», – говорится в обзоре. Для достижения климатических целей, по расчетам МЭА, объем улавливания и хранения СО2 к 2050 г. должен достичь 4,6 Гт CO2-эквивалента в год. Для сравнения, в прошлом году в мире работало только 27 проектов УХУ общей мощностью около 40 млн т. В документе также отмечается, что УХУ – необходимый этап для перехода к водородной экономике, в частности, организации глобального производства зеленого водорода путем электролиза воды с применением энергии из ВИЭ. Пойманный углерод также будет использоваться для закачки в пласт с целью повышения нефтеотдачи на месторождениях (СО2-МУН).

Но пока эта технология на начальном этапе развития и слишком дорога: тонна «секвестированного» (выловленного) углекислого газа обходится в $160–170. К тому же, несмотря на большой интерес к данному направлению декарбонизации, уровень готовности стран СНГ существенно уступает многим другим государствам, подчеркивается в обзоре. Это объясняется отсутствием соответствующей законодательной базы и экономических стимулов. Например, в США жизнеспособность таких проектов обусловлена господдержкой, говорит соавтор исследования, партнер EY Алексей Лоза. Там в течение 12 лет с момента запуска проекта УХУ государство платит субсидию по $50 на тонну СО2 в улавливании и хранении и $35 на тонну – при дальнейшем использовании оксида углерода для увеличения нефтеотдачи. В Европе же развит формат государственно-частного партнерства для развития технологий УХУ (так поступают в Норвегии) либо сотрудничества нефтегазовых корпораций с компаниями из других отраслей, добавляет он. Но сегодняшний выбор вектора развития государством будет играть критическую роль в трансформации отрасли и определять место российского нефтегазового сектора в будущем мировом балансе на десятилетия, считает Лоза.

Проекты в сфере улавливания, хранения и использования углекислого газа являются чрезвычайно капиталоемкими и без мер по регулированию отрасли или прямой господдержки осуществить их крайне сложно, согласен аналитик по газу Центра энергетики МШУ «Сколково» Сергей Капитонов. Он также ссылается на международный опыт стимулирования таких проектов, приводя в пример США и ЕС. В частности, первый в мире трансграничный проект хранения СО2 (Northern Lights на норвежском шельфе) стоимостью около 6,9 млрд норвежских крон ($830 млн по текущему курсу) был на 75% профинансирован из правительственных фондов, лишь четверть приходилась на вклад компаний-операторов, говорит Капитонов. 

Углеродный менеджмент

Российским нефтегазовым компаниям важно уже сейчас иметь свою оценку размера углеродного следа, принимать обязательства по его сокращению, а также финансировать соответствующие научные разработки, считает Капитонов. При этом руководитель дирекции юридической фирмы Vegas Lex Кирилл Никитин отмечает, что в России уже сейчас действуют некоторые преференции для организаций, инвестирующих в развитие технологий декарбонизации: снижение платы за негативное воздействие на окружающую среду для компаний, использующих наилучшие доступные технологии (НДТ), компенсация государством части расходов на экологическую модернизацию производства и др.

«В России в промышленном масштабе технологии улавливания углерода пока не используются, но российские нефтегазовые компании самостоятельно предпринимают существенные усилия по сокращению выбросов парниковых газов, – заявил «Ведомостям» представитель Минэнерго. – В планах на 2021 г. у всех крупнейших российских нефтегазовых компаний запланированы мероприятия по изучению технологий, большинство имеют средне- и долгосрочные цели по снижению углеродного следа, некоторыми компаниями уже осуществляются проекты закачки CO2 в пласт для повышения давления и связанного с этим увеличения добычи нефти и газа, а также рассматривается создание инфраструктуры для улавливания, транспортировки и хранения углерода». 

«Государство заинтересовано в формировании условий для создания отрасли, в связи с этим в рамках проекта правительства по технологиям обращения с СО2 запланировано разработать системообразующие документы, направленные на развитие отрасли по улавливанию, транспортировке, хранению и использованию углерода, а также соответствующие меры поддержки», – добавил представитель Минэнерго.

В Минпромторге «Ведомостям» сообщили, что ведомство совместно с российскими машиностроителями и компаниями ТЭК прорабатывает вопрос внедрения технологии улавливания и хранения CO2 в производственные цепочки, а также необходимость распространения на нее механизмов государственной поддержки. В Минфине переадресовали запрос «Ведомостей» в Минэнерго, в Минэкономразвития на запрос не ответили.

В «Роснефти» заявили «Ведомостям», что уделяют особое внимание управлению выбросами парниковых газов. В частности, компания стала первой ВИНК в России, которая разработала и утвердила комплексный план по углеродному менеджменту до 2035 г. Он предусматривает снижение выбросов на 20 млн т CO2-эквивалента, в том числе сокращение на 30% интенсивности выбросов в нефтегазодобыче и снижение выбросов метана, а также нулевое сжигание попутного газа. Флагманский проект компании «Восток ойл», по данным компании, уже предусматривает полную утилизацию попутного газа.

Кроме того, в компании работают над проектами по улавливанию, хранению и использованию углерода, а также выпуску углеродно-нейтрального водорода (в прошлом году на предприятиях «Роснефти», включая зарубежные, было произведено около 400 000 т). В феврале 2021 г. соглашение о возможности сотрудничества в этой области компания подписала с британской BP.

В «Новатэке» также ведут учет выбросов загрязняющих веществ и принимают меры по их минимизации, а также анализируют общемировые тенденции в части декарбонизации, сообщили в компании. При этом стратегия «Новатэка», по словам его представителя, учитывает возрастающую роль СПГ, который является «экологичной альтернативой» традиционным ископаемым видам топлива. Цель компании – до 2030 г. снизить выбросы парниковых газов при производстве СПГ на 5% к уровню 2019 г., в сегменте добычи газа – на 6%, выбросы метана должны сократиться на 4%. Сегодня рассматривается проект строительства газохимического комплекса в районе порта Сабетта по производству низкоуглеродного аммиака, водорода, а также других продуктов газохимии, напомнили в компании. 

В «Русгаздобыче» сообщили, что компания с самого начала проектирования газохимического комплекса в составе предприятия по переработке этансодержащего газа в Усть-Луге решила использовать сырье с наименьшим углеродным следом на 1 т продукции. Там также добавили, что технология улавливания углекислого газа и закачка его в скважины со стабильным и растущим дебитом (объем газа, поступающий за единицу времени. – «Ведомости») «экономически и технологически неоправданна», но в настоящее время разрабатываются перспективные технологии увеличения дебета из истощенных газовых месторождений путем закачки CO2.

В «Газпроме», «Газпром нефти», «Татнефти», «Сургутнефтегазе», «Лукойле» и «Русснефти» на запросы не ответили.