Методы формирования внутренней цены на углерод для компаний топливно-энергетического комплекса

Екатерина ЧЕРНЫШОВА
Главный специалист
лаборатории декарбонизации
ООО «ЛИНК», к. э. н.
E-mail: ekaterina.chernyshova@lukoil.com

Согласно Стратегии социально-­экономического развития Российской Федерации с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 г., утвержденной Правительством РФ в 2021 г., одним из факторов обеспечения конкурентоспособности российской экономики в глобальном масштабе является реализация мер по декарбонизации всех отраслей экономики [1]. Учитывая мировую тенденцию роста спроса на продукцию с низким углеродным следом, многие российские компании добровольно устанавливают цели по количественному снижению выбросов парниковых газов (ПГ) и достижению углеродной нейтральности. В первую очередь это относится к предприятиям топливно-­энергетического комплекса (ТЭК), на долю которых приходится основная часть всех выбросов парниковых газов РФ (рис. 1).

Углеродный след (carbon footprint) – это совокупность выбросов парниковых газов, прямо или косвенно вызванных отдельным человеком, организацией, событием или продуктом.
Углеродная нейтральность означает, что любой выброс CO2 в атмосферу в результате деятельности компании уравновешивается эквивалентным количеством удаленного углекислого газа [3].
Одним из инструментов достижения цели по сокращению выбросов парниковых газов, применяемых в мировой практике, является внедрение корпоративной (внутренней) цены на выбросы углерода, представляющей собой стоимостное выражение выбросов парниковых газов компании.
Количество компаний, использующих внутреннее углеродное ценообразование, стремительно растет: за период с 2014 по 2020 гг. доля компаний в мире, внедривших внутреннюю цену на углерод, увеличилась на 80%, более тысячи компаний заявили о планах по установлению корпоративной цены в период 2021–2022 гг. (рис. 2). Доля компаний ТЭК, уже внедривших или планирующих внедрить внутреннюю цену на углерод в ближайшие годы, составляет более 70% от числа всех компаний ТЭК. Среднее значение внутренней цены на углерод в 2020 г. составило 25 долл./т СО2‑экв., в секторе добычи ископаемых топлив – 28 долл./т СО2‑экв. [4].

Большинство компаний применяют внутреннюю цену на углерод для достижения сразу нескольких целей, ключевыми из которых являются: стимулирование инвестиций в технологии и мероприятия по декарбонизации и климатические проекты, повышение ресурсной энергетической эффективности, развитие корпоративной культуры по вопросам декарбонизации и адаптации к изменениям климата, и, в конечном счете, имиджевые преимущества и повышение стоимости акционерного капитала (рис. 3).

Одной из целей по внедрению внутренней цены на углерод является подготовка компании к внешнему регулированию. По состоянию на июль 2024 г. в мире действует 75 инструментов ценообразования на выбросы углерода, таких как система торговли выбросами (ETS) и углеродные налоги (carbon taxes) (рис. 4). В отличие от углеродного налога, в рамках ETS цена на углерод не фиксируется, а определяется в зависимости от существующего спроса и предложения торгуемых квот. Плата в той или иной форме взимается с 24% глобальных выбросов попутных газов. По прогнозам, к 2030 г. доля выбросов, покрываемых углеродным регулированием, возрастет до 50%. Диапазон цен, установленных системами торговли выбросами/углеродными налогами по состоянию на 1 апреля 2024 г. составляет 0,46–167 долл./т СО2‑экв. [6].

В Российской Федерации формирование регулируемого углеродного рынка ожидается с 2028 г., после окончания Сахалинского климатического эксперимента [7], целью которого является адаптация и внедрение лучших мировых практик углеродного менеджмента к условиям функционирования российской экономики, а также выполнение стратегической цели страны по достижению углеродной нейтральности к 2060 г. [1].
В зависимости от целей и задач, которые компания планирует решить с помощью внедрения корпоративной цены на углерод, в мировой практике внутреннее углеродное ценообразование обычно принимает одну из следующих форм:
Теневая цена (shadow price) – цена на углерод, которая используется на этапе оценки чувствительности показателей экономической эффективности инвестиционных проектов к введению платы на выбросы парниковых газов, используется справочно и не влияет на итоговые показатели рассчитываемого денежного потока. Помогает компании определить приоритетность инвестиций в низкоуглеродные источники энергии и технологии сокращения выбросов ПГ и подготовиться к будущим мерам административного или рыночного регулирования, таким как введение региональных и трансграничных углеродных налогов, создание национального и межгосударственного рынка регулируемых углеродных единиц и др.
Внутренняя плата за выбросы углерода (internal carbon tax) – плата, которая устанавливается внутри компании на каждую тонну выбросов СО2‑эквивалента. Полученные денежные средства формируют целевой фонд в компании и используются для финансирования инвестиционных проектов, направленных на сокращение выбросов парниковых газов.
При формировании стратегии внутреннего углеродного ценообразования многие компании используют гибридную модель взаимодополняющих подходов, сочетающих различные практики. При этом теневая цена, как правило, существенно выше внутренней платы за выбросы углерода (рис. 5). Причинами разницы в ценовом диапазоне является стремление компании сохранить внутреннюю финансовую нагрузку на низком уровне в случае установления внутренней платы за выбросы (internal carbon tax) без существенного изменения инвестиционной политики, в то время как применение теневой цены (shadow price), как правило, ориентировано на подготовку к установлению внешней обязательной платы за выбросы углерода со стороны государственных органов и помогает компании определить приоритетность инвестиций с помощью анализа чувствительности проекта к изменению внешних факторов риска и минимизировать будущие потери от потенциальных дополнительных выплат и штрафов.

Анализ российских и международных практик внедрения углеродного ценообразования показывает, что для определения уровня внутренней цены на выбросы парниковых газов применяются рыночные и затратные методы ценообразования. К рыночным методам определения внутренней цены на углерод относятся анализ стоимости квот на выбросы ПГ, применяемых в рамках систем торговли квотами на выбросы, а также анализ отраслевых практик формирования внутренних цен на углерод (бенчмаркинг). Затратные методы ценообразования основаны на анализе уровня расходов на предотвращение или сокращение объемов выбросов ПГ. Основными методами получения внутренней цены на углерод на основе издержек является определение неявной цены за выбросы углерода (implicit carbon price), а также расчет показателя LCCA (Levelized Cost of Carbon Abatement).

Анализ стоимости квот на выбросы парниковых газов

Определение внутренней цены на углерод на основе ожидаемой стоимости квот на выбросы ПГ в рамках существующих систем торговли выбросами (ETS) может быть использовано компаниями, чья деятельность прямым или косвенным образом попадает под юрисдикцию действия ETS. Внедрение корпоративной цены на выбросы будет способствовать снижению рисков при выходе компании на внешние рынки и взаимодействии с зарубежными партнерами и стейкхолдерами, а также обеспечит конкурентоспособность продукции и, соответственно, позволит минимизировать потери выручки от ее реализации.
Такой подход, в частности, был использован компанией ПАО «ГМК «Норильский никель» в рамках тестирования цены на углерод в инвестиционных проектах (рис. 6). Использование данного инструмента при принятии инвестиционных и операционных решений стимулирует достижение основных стратегических целей компании в области устойчивого развития.

В России в рамках Сахалинского эксперимента величина ставки платы за превышение квоты выбросов парниковых газов определена в размере 1000 руб./т СО2‑экв. на период с 1 марта 2023 г. по 31 декабря 2028 г. [10]. В то же время, в конце 2023 г. состоялся первый аукцион по продаже углеродных единиц на Национальной товарной бирже, по результатам которого средневзвешенная стоимость продажи 1 углеродной единицы составила 700 руб. [11]. Рассмотренные величины могут быть использованы российскими компаниями топливно-­энергетического комплекса в качестве ориентира при формировании политики внутреннего углеродного ценообразования, ставящей своей целью подготовку компании к введению квот/платы за выбросы СО2 на законодательном уровне.

Бенчмаркинг

Анализ опыта внедрения корпоративной цены на выбросы углерода конкурирующих компаний отрасли может быть использован при наличии развитой системы регулирования выбросов парниковых газов, стимулирующей предприятия внедрять углеродный менеджмент внутри организации. Дополнительным стимулом развития деятельности в данном направлении является введение механизма трансграничного углеродного регулирования (CBAM), представляющего собой систему введения налогов на выбросы парниковых газов для импортируемых товаров, характеризующихся значительными выбросами ПГ при производстве (цемент, железо и сталь, алюминий, удобрения, водород, электроэнергия и другие товары в перспективе, например, сырая нефть). Риски от введения данной системы для российских компаний, экспортирующих продукцию, крайне велики, и одним из мероприятий по их снижению является стимулирование деятельности по управлению углеродным следом продукции. В Российской Федерации о проработке вопроса установления внутренних цен на углерод публично заявили такие компании, как ПАО «ГМК «Норильский никель» и ПАО «НЛМК».
С 2022 г. компания «Норникель» работает над внедрением внутренней цены на углерод в целях учета рисков, связанных с изменением климата, при стратегическом планировании. Для тестирования компания выбрала подход «теневая цена» (shadow pricing) как наиболее подходящий. Методология расчета внутренней цены предусматривает оценку налоговой нагрузки, затрат на декарбонизацию и прогноз цен на СО2‑экв. в соответствии с утвержденными социально-­экономическими сценариями изменения климата в компании с последующим выбором максимального из полученных значений в качестве внутренней цены (рис. 7).

Для 2023 г. была определена цена на уровне 47 долл./т СО2‑экв. [12]. До конца июня 2024 г. компания находилась на этапе тестирования внедрения теневой цены в целях определения оптимального подхода к принятию решений по инвестиционным проектам с учетом стоимостной оценки выбросов парниковых газов.
Компания ПАО «НЛМК» в 2021 г. для всех проектов с СО2‑эффектом считала экономический эффект в двух вариантах: с учетом и без учета углеродной цены (shadow pricing). Использование внутренней цены в качестве одного из инструментов поддержки процессов декарбонизации позволило компании запустить ряд значимых проектов [13]. Уровень и методика определения цены на углерод компанией не раскрывается.
Международные топливно-­энергети­ческие компании более активно используют внутреннюю цену на углерод для достижения корпоративных и глобальных целей по декарбонизации. Некоммерческая благотворительная организация CDP ежегодно запрашивает информацию о климатических рисках и возможностях у крупнейших компаний мира для формирования сводной отчетности и мониторинга прогресса достижения целей по декарбонизации. Ее отчеты считаются одним из эталонов экологической отчетности компаний и муниципальных образований. В качестве примера раскрытия информации о внедрении корпоративной цены на углерод можно привести отчеты компаний TotalEnergies SE и Shell.
Группа компаний TotalEnergies активно поощряет развитие механизмов ценообразования на выбросы углерода в странах своего присутствия и участвует во внедрении внутренней системы ценообразования на выбросы углерода с 2008 г. На текущий момент компания применяет теневую цену, приведенную в соответствии со стоимостью квот в рамках ETS, равную 100 долл./т СО2‑экв. (с поправкой на инфляцию в размере 2% в год с 2028 г.). Теневая цена применяется при оценке всех ключевых инвестиционных проектов компании для достижения целей Парижского соглашения и обязательств, принятых компанией по углеродной нейтральности (к 2050 г.) [14].
Компания Shell применяет дифференцированный сценарный подход к определению теневой цены в зависимости от региона присутствия и системы нормативно-­правового регулирования в нем. Для каждого региона разработаны 3 уровня цен на углерод (низкий, средний и высокий). До 2030 г. теневая цена устанавливается согласно квотам в рамках ETS или согласно требованиям местной налоговой системы. Начиная с 2030 г. цена определена на основе прогнозируемой компанией стоимости технологий сокращения выбросов ПГ. Согласно сбалансированному сценарию Shell, в период 2023–2029 гг. теневая цена составляет 0–121 долл./т СО2‑экв., в период 2033–2050 гг. цена определена в диапазоне 19–220 долл./т СО2‑экв. Теневая цена используется для оценки устойчивости всех новых инвестиционных проектов к факторам риска [15].
Бенчмаркинг методов формирования внутренней цены на углерод позволит компании определить лучшие практики в отрасли и их развитие вместе с совершенствованием глобального и регионального регулирования, выявить сильные и слабые стороны существующих подходов, сформировать собственный метод с учетом сложившегося международного опыта и специфики работы организации. Применение данного метода на российском рынке возможно по мере расширения сферы охвата регуляторной политики по декарбонизации на основные отрасли экономики РФ.

Неявная цена за выбросы углерода (implicit carbon price)

Уровень цены определяется на основе затрат, понесенных компанией при реализации мер по сокращению выбросов ПГ. К таким затратам могут быть отнесены:
стоимость снижения выбросов на тонну CO2‑экв. (LCCA);
сумма, которую компания тратит на приобретение энергии из возобновляемых источников;
стоимость соблюдения стандартов экономии топливно-­энергетических ресурсов и др.
Выбор типа затрат или их сочетания для определения неявной цены зависит от наличия или отсутствия соответствующей информации в компании, полноты оценки охватов выбросов ПГ, производимых компанией, и других факторов.

Levelized Cost of Carbon Abatement (LCCA)

Одним из методов оценки стоимости снижения выбросов на тонну СО2‑экв. является расчет показателя Levelized Cost of Carbon Abatement (LCCA), который представляет собой среднюю расчетную стоимость сокращения выбросов СО2‑экв. Показатель определяется как частное от деления дисконтированной суммы всех затрат на реализацию проекта на дисконтированный объем сокращения выбросов СО2‑экв. в результате реализации проекта (формула 1), то есть как удельные затраты на единицу сокращения выбросов ПГ [16]:

LCCA = С / (Е0 – Е1) (1)

где: С – сумма капитальных и операционных затрат на сокращение выбросов СО2‑экв. (долл.); Е0 – базовый (исходный) объем выбросов ПГ (т СО2‑экв.); Е1 – объем выбросов ПГ после реализации проекта (т СО2‑экв.).
Показатель LCCA позволяет определить полную стоимость сокращения выбросов ПГ за этапы жизненного цикла проекта в зависимости от периметра оценки. Однако применение данного показателя затруднительно в ситуации, когда компания находится на начальном этапе внедрения политики по декарбонизации и не имеет достаточного опыта по реализации проектов сокращения выбросов ПГ для формирования статистической выборки данных стоимостных показателей завершенных работ. В такой ситуации автором предлагается использовать метод, основанный на количественных целях компании по сокращению выбросов ПГ и уровне инвестиций в проекты по декарбонизации.

Анализ стратегических целей по декарбонизации

Разработанный автором метод определения внутренней цены на углерод основан на соотношении инвестиционной стоимости сокращения выбросов ПГ с заявленными внутренними целями компании по декарбонизации (формула 2):
(2)

где: РСО2 – внутренняя цена на углерод (руб./т); ICP (Implicit carbon price) – средневзвешенная стоимость сокращения 1 тонны СО2‑экв. за счет реализации инвестиционных проектов по декарбонизации (руб./т); ПГбаз. – базовый (исходный) годовой объем выбросов ПГ (т); ПГцель – целевой годовой объем выбросов ПГ (т); ПГn‑1 – объемов выбросов ПГ в год, предшествующий году определения внутренней цены на СО2 (т); N – количество лет для достижения целевого объема выбросов ПГ; n – год, для которого определяется внутренняя цена на СО2; n – 1 – год, предшествующий году определения внутренней цены на СО2.
Наибольшее влияние на цену в рамках предложенного метода оказывает изменение климатической цели по сокращению выбросов ПГ (рис. 8). Влияние таких факторов риска, как создание регулируемого углеродного рынка и введение обязательной платы за выбросы ПГ в форме налога или стоимости квот, может быть учтено через сокращение сроков достижения заявленных количественных целей по сокращению объемов выбросов ПГ – интенсификацию процессов декарбонизации и активное стимулирование инвестиций (например, до года окончания Сахалинского эксперимента).

Разработанный метод был предложен в качестве базиса формирования внутренней цены на углерод Группы ПАО «ЛУКОЙЛ». На основе предложенной формулы (2) были рассчитаны 2 сценария установления внутренней цены на углерод (рис. 9):

Целевой сценарий – установление внутренней цены для финансирования сокращения объема выбросов ПГ, необходимого для достижения стратегической климатической цели к 2030 г.
Форсированный (ускоренный) сценарий – установление внутренней цены на углерод для подготовки к потенциальному запуску в 2028 г. регулируемого углеродного рынка на территории всей РФ и адаптации к формированию единых подходов к климатическим проектам и общему рынку углеродных единиц в рамках межгосударственных объединений (таких как БРИКС+), участником которых является Российская Федерация, а также выработки корпоративного подхода к проектам декарбонизации в регионах присутствия компании.
Рассчитанный по формуле (2) объем денежных средств может быть использован в качестве источника формирования в компании целевого фонда для финансирования инвестиционных проектов, направленных на сокращение выбросов парниковых газов и адаптацию к изменениям климата.

Экономический оптимум

Помимо анализа уровня затрат на декарбонизацию важно также оценивать уровень комплексного экологического ущерба, вызванного выбросами парниковых газов в атмосферу. В качестве еще одного возможного способа определения уровня внутренней цены на углерод автором предлагается использовать метод, основанный на налоге на загрязнение окружающей среды, предложенном английским экономистом А. С. Пигу.
Пигувианский налог – налог на предприятие, равный величине ущерба от загрязнения; представляет собой точку равенства платежей за загрязнение окружающей среды и экономического ущерба от этого загрязнения.
В качестве кривой предельных природоохранных издержек предлагается использовать стоимость сокращения выбросов парниковых газов (LCCA); кривую предельного эколого-­экономического ущерба определять на основе финансовой оценки климатических рисков и возможностей компании, связанных с выбросами парниковых газов в атмосферу (рис. 10).

В настоящий момент, ввиду отсутствия фактической статистической информации о финансовой оценке климатических рисков внутри компаний ТЭК, применение метода ограничено, однако может быть использовано в дальнейшей практике, в том числе для оценки репутационных рисков, связанных с деятельностью компаний по декарбонизации и адаптации к изменениям климата.

Заключение

В процессе принятия решения о внедрении внутренней (корпоративной) платы за углерод компания в первую очередь должна определить, какие задачи планируется решать с помощью данного инструмента: подготовка организации к введению углеродного регулирования и квот/платы за выбросы СО2 и/или содействие в достижении корпоративных климатических целей, в том числе для репутационных целей и поддержания конкурентоспособности продукции компании на внешних рынках.
Предложенный автором метод формирования внутренней цены на основе анализа стратегических целей по декарбонизации предназначен, в первую очередь, для финансовой поддержки мероприятий и проектов по сокращению выбросов ПГ посредством формирования целевого инвестиционного фонда, однако одновременно может быть использован и для подготовки компании к введению обязательной платы за выбросы ПГ путем потенциального снижения разрыва между устанавливаемыми квотами для отраслей и компаний и фактическим уровнем выбросов. Кроме того, согласно Стратегии социально-­экономического развития Российской Федерации с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 г., мультипликативный эффект от инвестиций в снижение выбросов ПГ в долгосрочной перспективе приведет к положительным экономическим эффектам: дополнительный рост ВВП до 2050 г. в ответ на инвестиции в данные процессы превысит объем вложенных средств на 25% [1].
Учет внутренней цены на углерод при оценке экономической эффективности инвестиционных проектов компаний топливно-­энергетического комплекса (в первую очередь проектов по добыче и переработке углеводородного сырья) совместно с объемом выбросов парниковых газов, генерируемых проектом, может быть использован в качестве одного из критериев стоимостной оценки возможного экологического ущерба от реализации проекта, рассмотренного в работе [17], а также при разработке комплекса критериев оценки проектов по декарбонизации и адаптации к изменению климата и финансовой устойчивости инвестиционных проектов к климатическому и налоговому регулированию согласно международным принципам устойчивого развития.