Нефтегазовая отрасль сегодня сталкивается с серьезным вызовом. С одной стороны, она остается фундаментом мировой энергетики, покрывая значительную часть ее потребностей [1]. А с другой — именно на нефтегазовую отрасль оказывается наиболее интенсивное давление в контексте декарбонизации, поскольку сектор традиционно относится к числу крупнейших источников антропогенных выбросов [2]. Данное противоречие обостряется действием комплекса внешних факторов: формированием жесткой международной климатической повестки в рамках выполнения Парижского соглашения, внедрением механизмов трансграничного углеродного регулирования, таких как Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) в Европейском союзе, принятием рыночной схемы компенсации и сокращения выбросов углерода для международной авиации Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation (CORSIA), а также стремительным ужесточением требований к экологической ответственности компаний и раскрытию нефинансовой отчетности. Подходы к управлению, ориентированные исключительно на наращивание добычи, оказываются недостаточно гибкими в современных условиях. Показатель углеродного следа добываемой нефти, ранее рассматривавшийся как сугубо экологическая метрика, приобретает экономическую составляющую, преобразовываясь в один из ключевых факторов конкурентоспособности, инвестиционной привлекательности и долгосрочной устойчивости предприятий.

Несмотря на наличие международных методик расчета углеродного следа, таких как оценка жизненного цикла (LCA) и стандарт GHG Protocol, их применение при оценке технологических процессов нефтедобычи затруднено выбором границ системы и требует значительной адаптации к особенностям конкретных месторождений, объектов добычи и технологий разработки. Ключевым вызовом является корректная оценка косвенных выбросов Охвата 3 (Scope 3), которые по своему объему могут многократно превосходить прямые и косвенные (энергетические) выбросы (Scope 1+2). Сложность заключается не только в сборе данных по всей цепочке создания стоимости, но и в методологическом разделении выбросов между участниками процессов.

Внедрение международных схем регулирования, таких как CORSIA, ужесточает требования к прозрачности и верификации углеродного следа авиационного топлива, что напрямую воздействует на вертикально-интегрированные нефтяные компании, выступающие в роли производителей и поставщиков нефтепродуктов. Это создает дополнительный стимул для разработки и внедрения инновационных технологий, направленных на развитие и производство низкоуглеродных видов топлива.

Таким образом, текущая методологическая база и нефинансовая отчетность нефтегазодобывающих компаний требуют серьезной адаптации и трансформации. Как сообщается в аналитической записке по мониторингу климатических и экологических стратегий крупнейших российских компаний за 2024 год, проведенному Банком России, ключевые для России страны-партнеры (например Китай) уже начали оценивать выбросы по всей цепочке поставок. Согласно данным мониторинга экологических и климатических стратегий за 2023 год, прогресс нефтегазовых компаний в этой сфере остается умеренным: показатель экологической и климатической зрелости демонстрирует незначительный рост по сравнению с 2022 годом, а сама отрасль — растущий разрыв между немногочисленными лидерами, входящими в топ-15 при проведении ренкинга, и значительным числом отстающих, не занимающихся раскрытием экологических и климатических данных (рис. 1) [3].

Мониторинг основан на наиболее актуальной отчетности, опубликованной в 2024 году по итогам 2023 года, а также учитывает ключевые события 2024 года. Данный график отражает средний итоговый балл деятельности российских нефинансовых компаний нефтегазовой отрасли по итогам ренкингов, рассчитанных Банком России. По оси X отложены данные по проведению К-ренкинга и Е-ренкинга, а итоговый балл, усредненный по отрасли, — по оси Y.

К-ренкинг — климатический ренкинг, целью которого является оценка относительного уровня влияния на климат компаний. Е-ренкинг — экологический ренкинг, целью которого является оценка относительного уровня «экологического лидерства» компаний. Согласно расчетам Банка России, компаниям России присвоен средний уровень «климатического и экологического лидерства».

Важным обоснованием для внедрения точной оценки углеродного следа продукции также является развитие биржевой торговли. И Московская [4], и Санкт-Петербургская (СПбМТСБ) [5] биржи активно развивают это направление, создавая коммерческую выгоду для компаний, инвестирующих в экологичность. Таблица 1 наглядно демонстрирует ключевые инициативы бирж в области торговли «зелеными» активами.

Целью исследования является проведение аналитического обзора методологии оценки углеродного следа продукции нефтегазодобычи, включающего анализ структуры учета выбросов и влияния подходов оценки на нее. Для достижения поставленной цели в работе последовательно решаются следующие задачи:

• подготовка теоретической основы и нормативной базы оценки углеродного следа нефти;
• постановка основных принципов и концепций оценки углеродного следа;
• описание структуры учета выбросов при добыче нефти и общих принципов расчета углеродного следа продукции.

Научная новизна работы заключается в системном подходе к проблематике управления углеродным следом продукции.
Теоретической основой для количественной оценки выбросов парниковых газов (ПГ) в нефтегазовом секторе являются Методика количественного определения объема выбросов парниковых газов, утвержденная приказом Минприроды России от 27.05.2022 № 371 [6], GHG Protocol [7], Руководящие принципы национальных инвентаризаций парниковых газов МГЭИК 2006 [8], а также ГОСТы, обеспечивающие методологическое единство подходов к оценке экологического воздействия (ГОСТ Р ИСО 14064-1-2021, ГОСТ Р ИСО 14067-1-2021, ГОСТ Р ИСО 14040-14049).

Углеродный след нефти неразрывно связан с ее жизненным циклом, который начинается задолго до и продолжается после ее непосредственной добычи. Полный жизненный цикл нефти включает несколько стадий (рис. 2):
1. Поиск и разведка месторождения. На этой стадии проводятся геолого-геофизические работы (в том числе сейсморазведка), бурение параметрических и поисковых скважин, оцениваются ресурсы и запасы и пр.; формируются косвенные выбросы от использования техники, транспорта и энергии.
2. Разработка и обустройство месторождения. После принятия решения о разработке начинается активный этап разбуривания эксплуатационных скважин и строительства кустовых площадок, трубопроводов и пр.; формируются косвенные выбросы от использования строительной техники, транспорта энергии и от вскрытия пластов.
3. Промышленная эксплуатация месторождения. Основной этап добычи нефти, на котором формируются прямые выбросы от:
добычи и внутрипромысловой (первичной) подготовки нефти, утечек, а также сжигания попутного нефтяного газа на факеле и т.д.;
внутрипромыслового транспорта продукции;
сжигания топлива для выработки электро- и теплоэнергии на промысле.
4. Транспортировка и переработка. Перекачка для продажи потребителям по трубопроводам, транспортировка танкерами, использование на нефтеперерабатывающих заводах для доведения продукции до необходимого качества и пр.; формируются косвенные выбросы от сжигания топлива для перекачки и работы завода.
5. Использование и утилизация. Использование продукции нефтепереработки потребителем и утилизация после окончания срока их службы, а также переработка и вывоз/сжигание отходов.

Важнейшим аспектом является определение границ оценки, которое может осуществляться по трем основным схемам:
оценка одной стадии жизненного цикла («от ворот до ворот» – Gate-to-Gate). Границы системы – от начала добычи (стадия «ворот» скважины) до момента передачи сырой нефти в магистральный трубопровод или транспортную систему («ворота» предприятия). Такой подход упрощает и ускоряет процесс оценки углеродного следа нефти, так как у предприятия не всегда есть данные о том, что происходит после того, как продукты выходят «за ворота», а также данных о процессах, происходящих до добычи продукции, так как эти выбросы учитываются в Охвате 3. Включаемые стадии: добыча, подготовка нефти и транспортировка нефти по внутренним трубопроводам между объектами добычи и подготовки;
частичная оценка жизненного цикла («от колыбели до ворот» - Cradle-to-Gate). Граница системы – от начала поиска и разведки месторождения (стадия «колыбели») до момента передачи сырой нефти в магистральный трубопровод или транспортную систему («ворота» предприятия). Данный подход упрощает и ускоряет процесс оценки углеродного следа нефти, так как у предприятия включает все этапы Gate-to-Gate, а также косвенные выбросы (Охват 3), связанные с бурением, разработкой и обустройством месторождения. Наиболее предпочтительный подход для создания отчетности о сырой нефти как о товаре;
полная оценка жизненного цикла («от колыбели до могилы» — «Cradle-to-Grave»). Граница системы – от начала поиска и разведки месторождения (стадия «колыбели») до стадии транспортировки, переработки на НПЗ, конечного использования нефтепродуктов и утилизации отходов. Это наиболее рекомендуемая модель, так как она дает полные результаты экологического воздействия нефти.

Для обеспечения сопоставимости результатов оценки применяются стандартизированные функциональные единицы:

• 1 тонна товарной нефти — для частичной оценки жизненного цикла;
• 1 баррель нефти — международная единица измерения;
• 1 ГДж энергии нефтепродуктов (авиакеросина, бензина) — для полной оценки жизненного цикла.

Выбросы ПГ классифицируются по трем охватам. Данный подход позволяет структурировать источники выбросов и определить степень их влияния [7].
1. Охват 1 (Scope 1) — включает прямые выбросы от источников, принадлежащих или контролируемых компанией. В нефтедобыче к ним относятся:

• стационарное сжигание топлива (попутного нефтяного газа (ПНГ), дизельного топлива, природного газа и т.д.) в газотурбинных установках, технологических печах и котельных;
• сжигание ПНГ на факельных установках, в том числе при продувках и опорожнениях оборудования, потерях газа при добыче, компримировании и транспортировке;
• сжигание топлива в передвижных установках;
• фугитивные выбросы ПНГ из-за утечек через неплотности соединений, потеря газа при добыче, компримировании и транспортировке.

2. Охват 2 (Scope 2) — охватывает косвенные энергетические выбросы, образующиеся при производстве приобретенной компанией электроэнергии, тепла и пара. Их объем напрямую зависит от региональной энергосистемы.
3. Охват 3 (Scope 3) — объединяет все прочие косвенные выбросы продукции, включая использование добытой нефти конечными потребителями; это выбросы предшествующих стадий (строительство инфраструктуры месторождения и т.д.), а также последующих стадий (транспортировка нефти до нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), переработка нефти на НПЗ, использование конечных продуктов потребителями).

Данная методологическая база позволяет учитывать совокупные выбросы ПГ на всех стадиях — от разведки и добычи до транспортировки, переработки и конечного использования. Согласно статистическим данным, представленным на портале «Нефтегазовая промышленность» [9], нефтегазовый сектор является ответственным за ~15 % глобальных антропогенных выбросов метана и 5,1 гигатонн CO2-эквивалента ежегодно. При этом углеродный след добычи нефти характеризуется значительной вариативностью. Средняя интенсивность выбросов при добыче нефти составляет около 45 кг CO2-эквивалента на баррель, однако на наименее экономически эффективных месторождениях этот показатель может превышать 100 кг на баррель.

Учет косвенных выбросов Охвата 3 представляет собой сложную задачу, для решения которой могут применяться два основных подхода:
Модель «затраты-выпуск» — environmentally-extended input-output (EEIO).
Использование средних отраслевых коэффициентов или расчетных коэффициентов выбросов.

Модель «затраты-выпуск», известная также как модель межотраслевого баланса, представляет собой аналитический инструмент для количественного описания производственных взаимосвязей различных отраслей экономики. Основы были заложены в работах Василия Леонтьева. Суть заключается в табличном представлении экономики отраслей в формате матрицы межотраслевого взаимодействия, в которой по вертикали показываются материальные затраты на производство продукции определенной отрасли хозяйства, по горизонтали — количество продукции, переданное из данной отрасли в другие на производственные нужды (промежуточный продукт), а также конечное потребление продукции отраслью [10]. Ключевое преимущество модели заключается в комплексном учете технологических взаимосвязей между отраслями через систему коэффициентов прямых затрат. Эти коэффициенты количественно характеризуют объемы промежуточной продукции, необходимой для производства единицы конечного продукта. Такой подход позволяет детально анализировать структуру издержек производства, включая промежуточные затраты, оплату труда, транспортные и капитальные расходы, а также распределение продукции между производственным и конечным потреблением [11].

В отличие от модели «затраты-выпуск», метод использования средних отраслевых коэффициентов использует процессный подход, направленный на оценку воздействия конкретного продукта на протяжении всего жизненного цикла. Данный подход заключается в предоставлении цепочки создания стоимости продукта через последовательность технологических процессов. Для каждого процесса рассчитываются выбросы парниковых газов путем умножения данных о деятельности на соответствующий коэффициент выбросов. Например, для расчета выбросов от грузовых перевозок данные о деятельности — тонно-километры.

Источниками коэффициентов выбросов являются:

• данные, полученные непосредственно от поставщика или из измерений на конкретном объекте, — являются наиболее точными;
• стандартизированные среднеотраслевые значения, рассчитанные для определенного вида деятельности.

Источниками среднеотраслевых значений являются Руководящие принципы и отчеты МГЭИК, Стандарты GHG Protocol, национальные базы данных и т.д.
Также возможно комбинирование двух подходов — использование методов EEIO для первоначального расчета и выявления менее значимых категорий и затем методы использования отраслевых коэффициентов — для ключевых мест цепочки создания стоимости.

Scope 3 охватывает широкий спектр видов деятельности, которые не управляются непосредственно отчитывающейся организацией, — от добычи сырья до транспортировки товаров, деловых поездок, использования проданных продуктов и даже их обработки по окончании срока службы. Такая широта представляет собой фундаментальную проблему в измерении. Первичные данные от всех участников жизненного цикла продукции зачастую недоступны, что вынуждает полагаться на среднеотраслевые данные, которые не отражают особенности производства и технологических процессов. Согласно Протоколу по парниковым газам, 83 % компаний, которые отчитываются о раскрытии информации о климате, испытывают трудности с доступом к соответствующим данным о выбросах [12]. Таким образом, вычисленное значение выбросов не является единым окончательным числом, а скорее оценкой с диапазоном возможных значений. Для управления неопределенностью необходимо следовать по концепции непрерывного улучшения — расчет с использованием доступных методов с переходом к более специфичным методам расчета с повышением точности.

Для расчета углеродного следа необходимы достоверные первичные данные. Сбор данных осуществляется в соответствии с принципами, установленными международными стандартами ГОСТ Р ИСО 14040-2022 [13] и ГОСТ Р 14067-2021 [14]:

• релевантность — сбор данных, отражающих выбросы предприятия наилучшим образом;
• полнота — учет всех источников выбросов ПГ в установленных границах;
• последовательность и согласованность — применение единых методик для выявления расхождений в данных за годы;
• точность — минимизация неопределенности данных для принятия основательных решений;
• прозрачность — предоставление достаточной и обоснованной информации для проверки и верификации сторонними организациями.

В соответствии с ГОСТ Р ИСО 14040-2022 данные для инвентаризационного анализа подразделяются на две основные категории:
1. Первичные данные — данные, полученные в результате прямых измерений, учета и документального фиксирования деятельности:

• объем сожженного ПНГ: показания приборов учета на факельной установке, производственные отчеты, данные комплекса контрольно-измерительных приборов и средств автоматизации (КИПиА);
• расход топливного газа: данные узла учета топливного газа на теплотехническом и электротехническом оборудовании; паспортные характеристики оборудования; суточные отчеты;
• потребление электроэнергии: показания счетчиков на объектах добычи; счета-фактуры;
• время работы оборудования: данные систем диспетчерского контроля (SCADA-
• систем); отчеты о работе технологического оборудования;
• состав ПНГ/топливного газа: протоколы испытаний, результаты замеров.

2. Вторичные данные — данные о воздействии на окружающую среду:

• коэффициенты выбросов — согласно Межправительственной группе экспертов по изменению климата (IPCC), официально утвержденные методики и коэффициенты Росстандарта или Росприроднадзора;
• удельные показатели — коэффициенты выбросов для электроэнергии региональной энергосистемы, нормы технологических потерь.

Таким образом, расчет углеродного следа можно разбить на последовательные этапы:

• 1. Определение границ оценки.
• 2. Сбор данных о деятельности.
• 3. Расчет и подбор коэффициентов эмиссии (по средневзвешенным составам или по утвержденным национальным и отраслевым коэффициентам).
• 4. Распределение и расчет выбросов парниковых газов.
• 5. Верификация и отчетность.

Углеродный след, представляющий собой совокупность всех выбросов парниковых газов, произведенных прямо и косвенно организацией, рассчитывается по формуле (1):

где CF_нефти — углеродный след нефти (т СО₂-экв./т нефти); Е_стац — выбросы ПГ от стационарного сжигания топлива (т СО₂-экв.); Е_факел — выбросы ПГ от сжигания на факеле (т СО₂-экв.); Е_нетопл — выбросы ПГ от сжигания на факеле на нетопливные нужды (т СО₂-экв.); Е_моб — выбросы ПГ от сжигания топлива в передвижных установках (т СО₂-экв.); Е_эл — косвенные выбросы ПГ, связанные с использованием электроэнергии со стороны за отчетный период (т СО₂-экв.); Е_тепл — косвенные выбросы ПГ, связанные с использованием тепловой энергии со стороны за отчетный период (т СО₂-экв.); М_прод — масса выпущенного продукта (т).

При добыче нефти энергия затрачивается на ее подъем из эксплуатационных скважин, на внутрипромысловый транспорт, нагрев для подготовки, на внешний транспорт; кроме того, важными статьями являются подготовка воды, система ППД и прочие технологические и энергетические процессы. Объем выбросов парниковых газов (СО₂, CH₄, N₂O), выраженный в СО₂-эквиваленте, вычисляется по формуле (2). Данная формула подходит для расчета выбросов по всем категориям выбросов ПГ [6].

где E — выбросы ПГ от технологических и производственных процессов (т СО₂-экв.); ECO₂ — выбросы СО₂ за отчетный период (т СО₂); ECH₄ — выбросы CH₄ за отчетный период (т CH₄); — выбросы N₂O за отчетный период (т N₂O); GWP — потенциал глобального потепления.

Количественное определение выбросов СО₂ от стационарного сжигания топлива выполняется расчетным методом по формуле (3):

где — коэффициент выбросов СО₂ (т СО₂/тыс. м₃); FC — расход топлива за отчетный период в натуральных единицах (т, тыс. м³).

Для расчета выбросов парниковых газов от стационарного сжигания топлива необходимо определить значение коэффициента выбросов СО2 (EFCO2) для топливного газа на основе фактических данных о компонентном составе топлива по формуле (4):

где W_i — объемная доля i-компонента газообразного топлива за период
(% об или % мол.); n_C,i — количество атомов углерода в молекуле i-компонента газообразного топлива; p_CO2 — плотность СО₂ (кг/м) (1,8393 кг/м³ при 20 °C и 101,325 кПа).

Расчет выбросов CH₄ и N₂O от стационарного сжигания выполняется по формуле (5):

где NCV — низшая теплота сгорания топлива (ГДж/т, ГДж/тыс. м³); EFj — коэффициент выбросов метана и закиси азота, справочное значение, утвержденное МГЭИК.

Выбросы от производственных процессов включают факельное сжигание: рутинное и собственных нетопливных нужд. Выбросы ПГ от сжигания факела рассчитываются исходя из данных о расходе углеводородной смеси, которая поступает на факел. Расчет производится по формуле (2).
Расчет выбросов СО₂, CH₄, N₂O в натуральных единицах (тоннах) выполняется по формуле (6):

Коэффициенты выбросов СО₂ от сжигания на факеле (EFCO₂) рассчитываются по формуле (7):

где CF — коэффициент недожога углеводородной смеси (для нефтяных, газоконденсатных и газовых месторождений составляет 0,02); n — количество компонентов в углеводородной смеси.

Коэффициенты выбросов СH₄ от сжигания на факеле (EF_CH4,j) рассчитываются по формуле (8):

где ρ_СH4 — плотность СH₄ (кг/м) (0,668 кг/м³ при 20 °C и 101,325 кПа).

Расчет выбросов для категории сжигания топлива в передвижных установках каждого газа производится по формуле (9):

где EF_i,моб,k,j — коэффициент выбросов i-го парникового газа от сжигания топлива j транспортом вида k, кг/ГДж, справочное значение.

Расчет косвенных выбросов ПГ от потребления электрической или тепловой энергии со стороны для собственных нужд выполняется по формуле (10):

где E_{эл/тепл} — косвенные выбросы ПГ, связанные с использованием электрической или тепловой энергии со стороны за отчетный период (т СО₂-экв.); EC — количество электрической или тепловой энергии со стороны, использованной для собственных нужд, за отчетный период (МВт∙ч
или Гкал); EF_эл — национальный региональный коэффициент энергетических косвенных выбросов ПГ для сетевой электрической или тепловой энергии (тСО₂/МВт·ч или т СО₂/Гкал).

Распределение выбросов парниковых газов — это один из ключевых этапов расчета углеродного следа, особенно когда процесс производит несколько продуктов. Цель распределения — отнести долю общих выбросов от одного технологического процесса к каждому из получаемых продуктов (например, товарный газ и товарная нефть). Основной продукт — продукт, для производства которого в первую очередь и был организован технологический процесс. Его выпуск является главной экономической целью производства. Сопутствующий продукт — продукт, который неизбежно производится (добывается) совместно с основным продуктом, но не является основной целью производственного процесса, а также имеет собственную рыночную ценность. Добываемой основной продукцией является товарная нефть, а сопутствующей продукцией — попутный нефтяной газ.

Методы распределения выбросов:

• разделение процессов — максимальная детализация единого процесса на подпроцессы и отнесение выбросов и ресурсов к каждому конкретному продукту;
• распределение по физическим параметрам (масса, энергетическая ценность, молярная масса, плотность, объем и т.д.);
• распределение по экономическому параметру — в качестве базы распределения используется рыночная стоимость продуктов.

Можно выделить два принципиальных подхода по отнесению выбросов в результате нефтегазодобычи.
1. Отнесение всех выбросов на нефть — в этом подходе ПНГ рассматривается не как самостоятельный продукт, а как продукт сопутствующий, приносящий пользу лишь в виде топлива. Суть подхода заключается в отнесении всего объема ПГ (включая выбросы от сжигания ПНГ на факелах, технологические выбросы и потери и т.д.) в углеродный след нефти. Данный расчет корректнее всего применять на ранних стадиях разработки месторождения, когда достаточная для полезного использования и утилизации ПНГ инфраструктура еще не построена, а также для упрощенного расчета, если отсутствует информация для достоверного разделения потоков. Данный подход обеспечивает достаточно обобщенную оценку и позволяет получить результаты в условиях ограниченности данных, однако не полностью отражает реальное распределение выбросов между продуктами (ПНГ и нефть).
2. Раздельный учет выбросов — выбросы распределяются между продуктами согласно методам распределения, описанным выше. Данный подход является наиболее сложным, но корректным и точным, показывающим действительное распределение потоков и объемов.

Рассмотрим для примера упрощенный расчет для наилучшего понимания применимости и разницы подходов (в том числе, каким образом полезное использование ПНГ влияет на углеродный след нефти). Предположим, что для сравнения используются два месторождения (А и Б) с одинаковым уровнем добычи нефти: 1 000 тонн нефти и 100 000 м³ ПНГ. На месторождении А сжигается весь ПНГ на факеле, на месторождении Б ПНГ перерабатывается на газоперерабатывающем заводе. Выбросы от сжигания 100 000 м³ на факеле = 100 ×3,52 = 352 т CO2-экв., где 3,52 — это коэффициент выбросов ПГ при сжигании на факеле, который принят в соответствии с Методикой Минприроды. Выбросы от сжигания 100 000 м³ на газоперерабатывающем заводе = 100 × 2,33 = 233 т CO₂-экв.,
где 2,33 — это коэффициент выбросов ПГ при сжигании на газоперерабатывающем заводе, который принят в соответствии с усредненными данными по расчету выбросов ПГ по одной из нефтяных компаний. Выбросы от добычи и подготовки 1 000 т нефти на 1000×0,11 = 110 т CO₂-экв.,
где 0,11 — удельный коэффициент выбросов ПГ, приходящийся на 1 т добываемой нефти и принятый в соответствии с усредненными данными по расчету выбросов ПГ по одной из нефтяных компаний.

Теперь рассмотрим, как будут выглядеть данные по углеродному следу продукции по принципу отнесения всех выбросов на нефть (табл. 2).

Рассчитаем углеродный след ПНГ и нефти (табл. 3), используя принцип раздельного учета выбросов. Для разделения используем массовый параметр. Плотность ПНГ 1,200 кг/м³.
При 1 000 т нефти и 120 т ПНГ принято соотношение 89 и 11 %.

Таким образом, при раздельном учете для месторождений А и Б удалось снизить углеродный след нефти на 11 %. При этом явно видно (рис. 3), что при полезном использовании ПНГ (переработка, не сжигание) удается сократить углеродный след ПНГ и нефти на 26 %.