Путь нефтегаза к углеродному net zero

Татьяна Митрова
Научный руководитель Центра энергетики Московской школы управления «Сколково». Статья подготовлена по материалам исследования Центра «Декарбонизация нефте- газовой отрасли: международный опыт и приоритеты России», выполненного совмест- но с Нефтяным совещательным Форумом.
12 апреля 2021, 00:00
№16

Как крупнейшие международные нефтегазовые компании трансформируют свои технологические и бизнес-модели под воздействием «зеленых» трендов и движения к безуглеродной энергетике

ДМИТРИЙ ЛЫКОВ

Сокращение выбросов парниковых газов (ПГ) становится важной задачей не только для правительств, но и для бизнеса. Сегодня декарбонизация — это не только средство решить экологические и климатические задачи, но и способ обеспечить дифференциацию своей продукции и конкурентоспособность в глобальном масштабе. Углеродный след постепенно становится важнейшей характеристикой качества любого товара.

Не только регуляторы и правительства, но и инвесторы по всему миру начинают рассматривать климатические риски как инвестиционные и отказываются от финансирования секторов, связанных с высокими выбросами, в частности со сверхвысоковязкой арктической нефтью и битуминозной нефтью. С соответствующими заявлениями и инициативами выступили, например, BlackRock (одна из крупнейших мировых инвестиционных компаний), World Bank, JPMorgan, шведский пенсионный фонд Sjunde, норвежский фонд Government Pension Fund Global, банки Goldman Sachs, Deutsche Bank, BNP Paribas, Société Générale, Европейский инвестиционный банк, страховая компания Allianz и другие. Тысячи институциональных и частных инвесторов по всему миру, контролирующие в совокупности активы на сумму свыше 14 трлн долларов, присоединились к дивестиционным обязательствам в отношении сектора ископаемых видов топлива.

Одновременно финансовый сектор (кредиторы и инвесторы) начинает играть все более активную роль в стимулировании декарбонизации. Для этой цели используются различные типы климатического финансирования: целевое кредитование, «зеленые» облигации, программы гарантий по кредитам, страхование с индексом погодных условий, льготные тарифы, налоговые льготы, национальные банки развития, политика раскрытия информации и национальные климатические фонды. Особое внимание финансовые учреждения сегодня уделяют различным механизмам отчетности (GRI, TCFD и SASB), все чаще используя их для оценки и раскрытия своих климатических рисков (в первую очередь связанных с их кредитным/инвестиционным портфелем). Крупные институциональные инвесторы (пенсионные фонды, страховые компании и др.) и инвестиционные фонды, которые обладают серьезным влиянием на нефтегазовые компании, делают публичные заявления о своих климатических целях и, несомненно, будут ужесточать свои требования по декарбонизации.

Финансовые регуляторные органы также усиливают эту тенденцию, постоянно повышая свои требования к банкам и инвесторам по раскрытию климатической информации. Один из наиболее известных примеров — уже довольно хорошо проработанная инициатива ЕС в области таксономии, которая определяет, какие именно проекты являются «устойчивыми». Ожидается, что эти правила ЕС будут взяты за основу для обсуждения в других юрисдикциях, например в Северо-Восточной Азии и в США. Центральные банки все чаще сигнализируют, что они хотят играть более активную роль в климатической политике, поэтому можно не сомневаться, что давление на нефтегазовые компании со стороны финансового сектора будет только усиливаться.

У нефтегазовых компаний, по сути, просто не остается выбора: способность продемонстрировать наглядный прогресс в декарбонизации становится их «лицензией на операции».

Нефтегаз и выбросы: сферы охвата

Основные стейкхолдеры (население, представители гражданского общества и НКО, инвесторов и регуляторов) часто критикуют нефтегазовую промышленность за ее роль в изменении климата. Насколько оправданна эта критика? Чтобы предметно ответить на этот вопрос, следует понять, какого рода выбросы ПГ «производит» отрасль.

В международной практике принято классифицировать выбросы по трем так называемым сферам охвата (см. схему 1). Первая сфера охвата — это прямые выбросы в процессе производственной деятельности компаний отрасли. В нефтегазе к этой группе относятся выбросы ПГ в процессе добычи, транспортировки и переработки нефти и природного газа, сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ), а также в процессе работы собственных источников энерго- и теплообеспечения производственных объектов и процессов компании. Во вторую сферу охвата принято включать косвенные эмиссии ПГ, связанные с работой источников энергии и тепла, у которых нефтегазовая компания их приобретает для собственных нужд.

Так вот, если ограничиться только первой и второй сферами охвата выбросов, то роль нефтегаза в глобальной антропогенной эмиссии ПГ не так велика, как принято думать: на отрасль приходится 12% суммарных выбросов. Это больше, чем выбросы обрабатывающих отраслей промышленности (9%), но меньше, чем выбросы сельского хозяйства (13%, см. график 1).

Основная проблема нефтегаза связана с третьей сферой охвата выбросов, куда включаются эмиссии, связанные с использованием продукции нефтегазовых компаний, то есть со сжиганием нефтяных и газовых топлив. Именно здесь сосредоточен наибольший объем выбросов ПГ всего нефтегазового сектора — еще около 33% глобальных выбросов ПГ. Для вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний в среднем эмиссии третьей сферы охвата в семь раз превышают выбросы в сферах охвата 1 и 2 (см. таблицу 1).

И именно эти выбросы вызывают наибольшую обеспокоенность и давление на нефтегазовые компании в условиях глобального движения к углеродной нейтральности. Еще одна специфическая особенность нефтегазового сектора — высокая (до 45% его совокупных выбросов ПГ) доля выбросов метана в процессе добычи и транспортировки нефти и газа — а ведь метан вызывает многократно более сильный парниковый эффект, чем СО2.

Целеполагание декарбонизации и проблема доверия

Парижское соглашение и рекомендации Рабочей группы по вопросам раскрытия финансовой информации, связанной с изменениями климата (Task Force on Climate-related Financial Disclosures, TCFD) подталкивают компании формулировать свои долгосрочные стратегии декарбонизации и раскрывать усилия, прилагаемые ими на этом направлении. Этот тренд постоянно усиливается, к нему присоединяется все больше компаний со всего мира: если в 2016 году только пять нефтегазовых компаний публично сформулировали обязательства по сокращению выбросов ПГ, то к 2019-му их было уже 15. А в августе 2020-го даже прежде никогда не раскрывавшая отчетности по своим выбросам китайская корпорация PetroChina объявила о намерениях к 2050 году сократить эмиссию ПГ до нулевого нетто-показателя и начать инвестировать в ВИЭ и в пилотные водородные проекты.

Внутри нефтегазового сектора позиции компаний с точки зрения их эмиссий ПГ сильно различаются. Европейские компании работают в среде, где регулирование выбросов ПГ существует уже давно (например, в Норвегии углеродный налог был введен еще в 1992 году). В результате их деятельность отличается сравнительно низкой углеродоемкостью (см. график 2), они больше сфокусированы на развитии газового бизнеса и инвестировании в ВИЭ и другие чистые технологии.

За последние несколько лет многие компании нефтегазового сектора добровольно приняли на себя обязательства по сокращению выбросов ПГ (таблица 2). В основном эти обязательства касаются сфер охвата 1 и 2 (со средними годовыми темпами сокращения выбросов на 0,3–1,7%), однако некоторые компании идут дальше и уже принимают обязательства по нулевым нетто-выбросам и в сфере охвата 3.

Так, крупнейшая датская энергетическая компания Ørsted (прежнее название — Danish Oil and Natural Gas) всего за десять лет превратилась из нефтегазовой компании в лидера в области ВИЭ. К 2040 году компания намерена обеспечить нулевой уровень выбросов углерода во всем своем портфеле. Хотя Ørsted является исключением, другие крупные нефтегазовые компании тоже поставили перед собой амбициозные цели. Несколько компаний взяли на себя обязательство сделать свою деятельность (сфера 1 и 2) углеродно нейтральной, а также снизить углеродоемкость своей продукции (сфера 3) на 50–60% к 2050 году. Цели сфер охвата 1 и 2 предсказуемо более амбициозны, чем цели для сферы охвата выбросов 3.

Нельзя не отметить, однако, что, несмотря на анонсирование амбициозных долгосрочных целей, они не всегда сопровождаются конкретными задачами на краткосрочную перспективу, что облегчило бы оценку прогресса и повысило ответственность топ-менеджмента. В целом компании, как правило, не раскрывают подробно, как именно они планируют достичь этих долгосрочных целей. А их краткосрочные цели по снижению выбросов обычно гораздо менее амбициозны. В связи с этим существует заметный скептицизм в отношении реалистичности выполнения долгосрочных обязательств. Нефтегазовым компаниям еще придется доказывать, что они действительно движутся к выполнению взятых на себя обязательств.

При этом следует понимать, что, невзирая на амбициозность отдельных заявлений, всех обязательств, принятых на данный момент компаниями нефтегазового сектора, еще далеко не достаточно для выполнения целей Парижского соглашения, так что неизбежно потребуются новые и более масштабные сокращения, причем со стороны гораздо более широкого круга компаний. По оценкам McKinsey, чтобы соответствовать целям Парижского соглашения, нефтегазовый сектор должен сократить свои выбросы не менее чем на 3,4 Гт CO2-эквивалента в год к 2050 году. Это означает необходимость сократить текущие выбросы на 90%, то есть ни много ни мало в десять раз. Очевидно, этого можно было бы добиться путем радикального сокращения использования нефти и газа в глобальном масштабе, например в результате тотального перехода транспорта на электрическую тягу и резкого снижения использования углеводородных топлив в энергетике. Однако есть и альтернативный вариант, не связанный с такой фундаментальной трансформацией энергосистемы и предполагающий «озеленение» деятельности самого нефтегаза в сочетании с глубокой декарбонизацией его продукции.

С чего начать

Ни у одной компании в отрасли пока не наработаны комплексные компетенции в деле декарбонизации. При этом вряд ли возможно найти универсальный подход, который будет оптимальным для всех компаний сектора и с точки зрения сокращения эмиссии, и по критерию экономической эффективности. Ведь компании различаются как по стартовым позициям (география, структура и качество активов, в том числе с точки зрения удельного углеродного следа на тонну добычи), так и по жесткости регулирования в основных юрисдикциях операций (наличие углеродного рынка, схем поддержки ВИЭ и т. д.). В связи с этим компании выбирают наиболее подходящие направления декарбонизации применительно к отдельным филиалам, производственным функциям и регионам.

Но в любом случае на первом этапе разработки стратегии декарбонизации все компании вынуждены осуществить ряд первоначальных организационных и управленческих шагов, без которых дальше двигаться невозможно.

Первый шаг — это оценка и раскрытие углеродного следа: актуализация методики расчета прямых (сфера охвата 1) и косвенных (сферы охвата 2 и 3) выбросов ПГ компании, разработка методик прогнозирования выбросов ПГ, подготовка отчетности по выбросам ПГ при основной производственной деятельности нефтегазового сектора (сфера охвата 1) за последние годы, а также в разрезе сфер охвата 2 и 3 с использованием общепринятых методик подсчета выбросов и последующим независимым аудитом. Важный вопрос — делает ли компания все оценки исключительно на основе собственных данных или позволяет третьим сторонам самостоятельно собирать информацию по выбросам ПГ.

Второй шаг — это сценарный анализ климатических рисков компании в соответствии с рекомендациями TCFD, ранжирование этих рисков и выявление приоритетных рисков.

Далее следует разработка климатической стратегии компании, установление средне- и долгосрочных климатических целевых ориентиров компании в части эмиссий ПГ.

Следование стратегии декарбонизации невозможно без изменения корпоративной системы управления. Речь идет об определении руководителей, ответственных за реализацию климатической стратегии (или в целом ESG-политики) и введении централизованных целевых показателей декарбонизации и связанных с ними КПЭ в систему мотивации. Важно повышение приоритетности климатического управления — уже во многих случаях эти функции реализуются в рамках стратегических или финансовых департаментов под персональным контролем СЕО.

Наилучшей практикой является интеграция декарбонизации в стратегические и инвестиционные решения посредством введения внутренней цены на CO2. Многие крупные нефтегазовые компании, в том числе ExxonMobil, Shell, Equinor, ConocoPhillips, Total, уже установили их для себя. Внутренние цены на СО2 используют при принятии инвестиционных решений: расчетный объем выбросов в рамках планируемого проекта, помноженный на цену, заносится в плановые издержки и вместе с традиционными финансовыми показателями влияет на оценку эффективности проекта и, как следствие, на решение о его запуске.

Методы декарбонизации в нефтегазовом секторе

Крупнейшие международные компании уже применяют целый ряд методов сокращения своего углеродного следа. В целом все мероприятия можно условно разделить на шесть групп и распределить по сферам охвата (схема 2): операционные методы, эффективная монетизация метана и попутного газа, перевод предприятий на низкоуглеродные источники энергии, методы корпоративной стратегии, а также методы глубокой декарбонизации — улавливание, хранение СО2 и использование водорода в цепочке создания стоимости.

Общим для всех компаний приоритетом, в том числе выделенным в рамках Глобальной нефтегазовой климатической инициативы (Oil and Gas Climate Initiative, OGCI, схема 3), является повышение энергоэффективности производственных процессов и сокращение эмиссии метана и сжигания попутного нефтяного газа. Эти меры обеспечивают снижение выбросов ПГ сферы охвата 1. Стоит отметить, что утечки метана и сжигание ПНГ составляют до 45% общего объема выбросов ПГ нефтегазового сектора сфер охвата 1 и 2, поэтому их сокращение является первоочередной задачей, особенно учитывая, что это относительно несложно и что у компаний есть необходимые для этого технологии. Это самые простые с технической точки зрения методы, которые дают возможность не только сократить выбросы, но и монетизировать прежде безвозвратно терявшиеся ресурсы. По оценкам McKinsey, только сокращение неконтролируемых выбросов метана и сжигания ПНГ может обеспечить годовое снижение эмиссий на 1,5 Гт CO2-эквивалента к 2050 году.

Большая часть необходимых для этого технологий уже давно используется компаниями в той или иной степени. Сюда входят как традиционные технологии повышения эффективности производственных процессов и сокращения потерь, технологии обнаружения и ремонта утечек (LDAR), установки для улавливания газов (VRU) и разного рода уплотнители, так и новые технологии обнаружения и ремонта утечек и профилактического обслуживания на основе искусственного интеллекта и машинного обучения, цифровые технологии для сбора и анализа данных с камер и спутников и т. д. Но в основном это все-таки рутинное повышение операционной эффективности компании, повторное использование и утилизация вторичных энергетических ресурсов, выстраивание и жесткий контроль производственных процессов, обучение и повышение культуры персонала — вещи скучные, но совершенно необходимые.

Следующий блок методов декарбонизации связан с переходом на низкоуглеродные источники энергоснабжения предприятий отрасли. Если это собственная генерация, то снижаются эмиссии сферы охвата 1, если покупная электроэнергия и тепло — то сферы охвата 2. Неуклонно растет число нефтегазовых компаний, которые сосредоточены на электрификации и использовании в своих производственных процессах ВИЭ и накопителей электроэнергии (для энергообеспечения), биотоплива (в качестве замены традиционного углеводородного сырья при нефтепереработке), а также низкоуглеродного топлива (например, для морской транспортировки своей продукции). Фактически большинство компаний сектора — не только международных, но уже и российских — активно используют распределенную возобновляемую энергетику для энергообеспечения своих удаленных нефтяных и газовых промыслов просто в силу экономических причин: с учетом радикального падения удельных приведенных затрат ВИЭ это зачастую оказывается выгоднее, чем дорогостоящая доставка дизельного или иного топлива на удаленные объекты. ВИЭ широко применимы для энергообеспечения операций по заводнению для повышения нефтеотдачи. Это решение также признано приемлемым и экономически эффективным для энергообеспечения морских платформ.

Для отдельных регионов уже оказывается эффективным использование солнечной или геотермальной энергии для энергообеспечения производственных операций и мероприятий по повышению нефтеотдачи. Полученная тепловая энергия может быть направлена на реализацию методов сокращения вязкости нефти и повышения темпов ее извлечения на поверхность.

Например, использование солнечных панелей в офисах, пунктах реализации продукции, распределительных терминалах, на нефтеперерабатывающих заводах и на морских платформах в Китае, Индии, Италии, Сингапуре и Швейцарии позволяет компании Shell производить больше электроэнергии и сокращать выбросы ПГ на 4500 т СО2-эквивалента ежегодно.

Компания Equinor занимается установкой ветрогенераторов в Северном море, знаковый пример — Hywind Tampen, плавучая ВЭС мощностью 88 МВт, которая обеспечивает электроэнергией месторождения Snorre и Gullfaks в норвежских водах Северного моря.

Использование биотоплива для производства электроэнергии также перспективно для нефтегазового сектора. Примеры тому — проекты, которыми занимается итальянская компания Eni, в частности проект переработки отходов в топливо на биоперерабатывающей станции Gela. Это пилотный проект по использованию солнечной энергии и углекислого газа, полученного на перерабатывающем заводе в Рагузе (Сицилия), чтобы искусственно стимулировать рост водорослей. Водоросли используются для очистки загрязненной воды, которая затем направляется на производственные нужды.

В США существуют проекты, где энергия Солнца используется для питания компрессорных станций на газопроводах — например, проект оператора ГТС компании Enbridge в штате Нью-Джерси. По данным компании, реализация такого проекта позволит снизить выбросы компрессорной станции на 58,5 тыс. т СО2-эквивалента в течение жизненного цикла.

Но, пожалуй, наибольшее внимание привлекают так называемые корпоративные методы декарбонизации. Они включают в себя целый набор разнообразных мер.

Речь идет прежде всего об оптимизации портфеля активов. Это дивестиции (отказ от непривлекательных углеродоемких активов); слияния и поглощения, позволяющие улучшить качество активов и провести диверсификацию в рамках нового, менее углеродоемкого бизнеса (в первую очередь наращивая газовый бизнес); развитие нефтегазохимического бизнеса и создание корпоративных венчурных фондов, сфокусированных на инновациях.

Дивестиции становятся для международных мейджоров простым и быстрым способом сократить углеродный след. Так, в 2019 году BP анонсировала продажу активов на Аляске, мотивировав это значительным снижением углеродного следа. Компания работала в штате с 1959 года. Ранее (в 2015 году) аналогичные шаги по выходу из бизнеса на Аляске предприняла норвежская Statoil. В 2017-м Royal Dutch Shell и Total вышли из углеродоемких проектов разработки нефтеносных песков.

Слияния и поглощения, когда компании продают мелкие, истощенные месторождения, сланцевые активы и концентрируются на новых больших проектах, например связанных с газом, тоже становятся весьма популярными. При этом компании выбирают разные стратегии оптимизации своих портфелей. BP, например, обеспечила себе за счет слияний и поглощений (M&A) наибольший рост ресурсной базы (прирост с 2015 года составил почти 6,5 млрд баррелей нефтяного эквивалента). А Shell, напротив, с большим отрывом лидирует по продажам: почти 11 млрд баррелей нефтяного эквивалента с 2015 года (без учета эффекта от приобретения BG Group в 2015 году, см. график 3).

Самое, наверное, популярное и распиаренное направление портфельной оптимизации — приобретение «зеленых» активов или долей в них. С 2011 года крупнейшие компании нефтегазового сектора потратили более пяти миллиардов долларов на «зеленые» проекты. Компании фокусируются на разных активах. Например, Equinor укрепляет свои позиции в офшорной ветроэнергетике, Shell и BP уделяют особое внимание биотопливу, а Repsol и Eni развивают солнечную энергетику.

Так, компания Shell, которая уже имеет развитый заправочный бизнес, приобрела электрозарядные компании Ubitricity и NewMotion. В 2019 году она приобрела также знаменитый немецкий стартап Sonnen, занимающийся батареями, а Shell Technology Ventures инвестировала в производителя аккумуляторных батарей Aquion.

BP в 2017 году анонсировала приобретение доли в английской компании Lightsource, имеющей сильные позиции на рынке солнечной энергетики в Великобритании. В 2018-м BP также приобрела крупнейшую в Великобритании электрозарядную сеть Chargemaster и инвестировала в компанию StoreDot, развивающую технологию литий-ионных аккумуляторов, которая обеспечивает сверхбыструю зарядку для мобильных и промышленных рынков.

Total в 2016 году приобрела производителя накопителей энергии Saft за 1,1 млрд долларов и объявила о сотрудничестве с автопроизводителем Opel и планах инвестировать порядка 5,5 млн долларов в развитие производства аккумуляторов для электромобилей мощностью до 47 ГВт⋅ч. Она также приобрела сеть электрозаправок Blue Point London.

Можно также упомянуть кооперацию Repsol и Ibil и партнерство Eni и Ionity. Эти примеры показывают, как нефтегазовые компании видят свои перспективы в транспортном секторе и как планируют сокращать свои эмиссии ПГ в сфере охвата 3.

Входят компании отрасли и в масштабную ВИЭ-генерацию. Норвежская Equinor (ранее Statoil and StatoilHydro) приобрела доли в проектах по ветрогенерации: это плавучая ветроустановка Hywind Scotland, офшорные ветроэнергетические польские проекты Bałtyk Środkowy III и Bałtyk Środkowy II, немецкая Arkona, Sheringham Shoal в Северном море и другие проекты. Новый CEO компании Equinor обнародовал свои намерения расширить портфель в области ВИЭ: «Я собираюсь перераспределить наши активы между нефтью, газом и ВИЭ».

В мировой нефтегазовой отрасли существует пример и кардинального изменения профиля компании: уже упоминавшаяся датская Ørsted полностью изменила свою стратегию развития в 2012 году, переложила инвестиции в ВИЭ и превратилась в самую «зеленую» корпорацию в мире по версии рейтинга Corporate Knights 2020 Global 100. Компания планирует к 2025 году на 100% перейти на производство «зеленой» энергии.

Однако в целом изменение углеродного следа портфеля нефтегазовых компаний происходит пока не слишком радикально. По данным на 2019 год, затраты нефтегазовых компаний мира на внедрение «зеленых» технологий варьировались от 0,5 до 4,2% от их общего объема инвестиций (см. график 4). По данным МЭА, в целом по нефтегазовой отрасли средний показатель инвестиций, выделяемых на «зеленые» проекты, еще ниже, чем у мейджоров, и составляет лишь 1%. Так что переоценивать роль этого направления точно не стоит.

Будут ли эти усилия успешными, пока сказать трудно. До сих пор у BP, Shell и др. был непростой опыт инвестирования в проекты ВИЭ. Истории успеха в области возобновляемых источников энергии на сегодняшний день скорее связаны не с крупными нефтяными компаниями, а с такими электроэнергетическими компаниями, как Iberdrola, Engie. На нефтегазовые компании сегодня приходится незначительная доля глобальных инвестиций в возобновляемые источники энергии и менее 2% мировой установленной мощности солнечной и ветровой генерации. Даже если Big Oil вообще прекратит инвестировать в возобновляемые источники энергии, это окажет незначительное влияние на этот рынок.

Нельзя забывать и чисто экономические соображения. При цене нефти в 35–40 долларов за баррель солнечные и ветряные активы с внутренней нормой доходности 5–10% и с низким уровнем риска выглядели вполне конкурентоспособными с нефтегазовыми. Однако стоило цене нефти вернуться к 60 долларам за баррель, как ВИЭ вновь стало тяжело конкурировать с ожидаемой двузначной доходностью нефтегазовых апстримовских проектов (см. график 5).

В качестве весьма многообещающего скорее стоит выделить растущий интерес нефтегазовых компаний к нефтехимической и химической промышленности. Речь идет об интеграции со своей нефтепереработкой, монетизации имеющегося углеводородного сырья, увеличении маржинальности продукции и одновременно о решении задач декарбонизации, поскольку в этом случае конечная продукция не сжигается и, соответственно, эмиссия сферы охвата 3 оказывается намного ниже, чем у нефти, которая идет на топливо.

Помимо этого нефтегазовые компании довольно активно используют методы снижения собственного углеродного следа за счет инвестиций в землепользование на основе регенеративных технологий — в проекты, связанные с природными поглотителями углерода (лесовосстановление, консервация лесов и обеспечение их пожарной безопасности, сохранение и восстановление торфяных болот и др.). Большинство международных мейджоров уже реализует такие проекты: так, Shell инвестировала в них 300 млн долларов в 2019–2021 годах, осуществив около 20 проектов по консервации, лесовосстановлению и созданию новых лесных территорий, эквивалентные более чем 15 млн тонн CO2 ежегодно. ConocoPhillips с 2005 года инвестирует миллион долларов ежегодно в пожароохранные проекты West Arnhem Land Fire Abatement Project в Австралии, получая углеродные зачеты в размере 100 тыс. тонн СО2. Однако после ряда скандалов (например, с двойным учетом посаженных в Нидерландах и Испании лесов, которые были зачтены и в рамках национальных обязательств страны, и как корпоративные сокращения), компании делают это с осторожностью, тщательно отбирая проекты и партнеров.

И конечно, в тех случаях, когда у компаний не получается быстро сократить выбросы самостоятельно, они используют углеродные кредиты. Торговля углеродными кредитами (carbon offsets) — добровольный рынок, развивающийся во многих странах, на котором компании из разных индустрий могут выступать в качестве эмитентов кредитов (реализуя проекты по снижению выбросов ПГ) либо в качестве покупателей кредитов для компенсации своего углеродного следа. Реализация добровольных проектов по сокращению выбросов контролируется набором международных стандартов верификации единиц сокращения, которые варьируются в зависимости от вида и географии проектной деятельности, а также деталей методологии учета сокращения. Проекты охватывают разные сферы деятельности — от сельского хозяйства до повышения энергоэффективности производства и перехода на ВИЭ. Однако опыт уже показывает, что этот метод также следует использовать с большой осторожностью, после тщательной проверки и верификации. Лучшая практика на сегодня — сначала сократить все эмиссии, которые компания может сократить, и лишь оставшиеся после этого выбросы компенсировать за счет приобретения углеродных кредитов.

Наконец, у многих нефтегазовых компаний есть планы глубокой декарбонизации, в которые входят внедрение процессов улавливания, утилизации и хранения (захоронения) углерода (CCUS), а также производство и использование водорода в качестве топлива. Несколько десятков соответствующих проектов в Европе, США, на Ближнем Востоке находятся на разных стадиях разработки и реализации, однако пока они полностью зависят от крупных государственных субсидий.

На сегодня общая мощность проектов CCUS составляет всего 10 Мт CO2, а к 2050 году в сценариях, соответствующих целям Парижского соглашения, она должна достичь 6 Гт CO2, что превышает масштаб всей ныне существующей мировой нефтегазовой отрасли и открывает огромные возможности для развития нового направления бизнеса, использующего основные компетенции нефтегазовых компаний. Однако здесь еще требуется значительная доработка как самих технологий, так и регуляторной базы и собственно бизнес-моделей, которые позволили бы сделать такие проекты экономически привлекательными без государственных субсидий. Если это произойдет, то при масштабировании CCUS и компенсации за счет него углеродного следа всей производимой нефти и газа слова «безуглеродный нефтегаз» перестанут звучать как оксюморон.

Статья подготовлена по материалам исследования Центра «Декарбонизация нефтегазовой отрасли: международный опыт и приоритеты России», выполненного совместно с Нефтяным совещательным Форумом. С полной версией можно доклада ознакомиться по ссылке