Оценка углеродного следа международных поставок природного газа в Китай

Александр ИШКОВ
Заместитель начальника департамента – начальник управления ПАО «Газпром», профессор кафедры ЮНЕСКО «Зеленая химия для устойчивого развития» Российского химико-­технологического университета им. Д. И. Менделеева, д. х. н.

Константин РОМАНОВ
Заместитель начальника Управления ПАО «Газпром», генеральный директор ООО «Газпром водород», ответственный секретарь координационного комитета ПАО «Газпром» по вопросам рационального природопользования, к. э. н.

Евгений КОЛОШКИН
Главный технолог ПАО «Газпром», ученый секретарь секции № 19 научно-­технического совета ПАО «Газпром»

Денис НЕРЕТИН
Начальник КНТЦ экологической безопасности и энергоэффективности ООО «Газпром ВНИИГАЗ», к. т. н.

Приоритетным направлением низкоуглеродного развития является снижение углеродоемкости товаров и услуг. В качестве объективного критерия углеродоемкости используется углеродный след продукции – приведенная к единице продукции сумма выбросов парниковых газов (ПГ) в продукционной системе, выраженная в эквиваленте СО2 и основанная на оценке жизненного цикла (ЖЦ) продукции.
Процесс добычи, переработки, транспортировки и распределения природного газа также сопряжен с выбросами ПГ, что делает актуальным исследование углеродного следа различных маршрутов поставок. Понимание и минимизация данных выбросов имеют ключевое значение для повышения эффективности использования природного газа и оптимизации энергетических систем в целом.

Минимизация выбросов парниковых газов имеет ключевое значение для повышения эффективности использования природного газа

Природный газ играет важную роль в процессе перехода стран Азиатско-­Тихоокеанского региона (АТР) к низкоуглеродной энергетике. Быстрый экономический рост стран АТР влияет на структуру мирового потребления энергии, следовательно, показатели окружающей среды в регионе зависят от скорости перехода к более чистым источникам энергии. Локомотивом развития газового рынка региона и мира в целом в последние годы выступает Китай. Позиционируя ускоренную газификацию страны в качестве ведущего стратегического приоритета современной энергетической политики, КНР взяла на себя обязательства достичь пика выбросов СО2 к 2030 г. и углеродной нейтральности к 2060 г.
Для оценки углеродного следа поставок природного газа в данной работе выбраны российские проекты ПАО «Газпром» (магистральный газопровод «Сила Сибири», проект СПГ «Сахалин 2»), ПАО «Новатэк» (проект «Ямал СПГ») и проекты крупнейших зарубежных экспортеров СПГ – США (проект Sabine Pass LNG), Австралии (проекты Gorgon LNG и Australia pacific LNG), а также Катара (проект North Field East Project), осуществляющих поставки природного газа в Китай.
Процесс количественной оценки углеродного следа основан на изучении жизненного цикла поставки газа. Перечень требований к анализу жизненного цикла и расчету углеродного следа продукции установлен рядом международных стандартов [1–3]. Инвентаризационный анализ жизненного цикла продукции предусматривает определение элементарных процессов, сопровождающихся выбросами ПГ в границах продукционной системы (процессы выделяются с учетом прямых и косвенных выбросов). В качестве основных процессов рассматриваются ключевые производственные (добыча, подготовка, транспортировка, переработка) и вспомогательные (потребление тепловой и электрической энергий и т. д.) процессы. В данной работе при расчете углеродного следа поставок природного газа учитывались прямые (охват 1) и косвенные (охват 2) выбросы ПГ.
Границы жизненного цикла трубопроводных поставок природного газа включают добычу и сбор природного газа, включая его транспортировку по промысловым газопроводам и подготовку, транспортировку по магистральному трубопроводу до границы с государством-­импортером. Жизненный цикл СПГ дополнительно включает этапы сжижения, морской транспортировки до порта назначения и регазификации.
Для расчета углеродного следа природного газа разработана матрица данных расчетной модели выбросов ПГ для всех этапов жизненного цикла природного газа, проведен анализ основных характеристик маршрутов трубопроводной транспортировки газа и СПГ. В расчетах учитывались данные следующих показателей: объем добываемого и транспортируемого газа, протяженность маршрута транспортировки, компонентный состав газа, расход топлива при стационарном и факельном сжигании, фугитивные выбросы, объем производства СПГ, объем экспортируемого СПГ, а также справочные данные коэффициентов выбросов ПГ [4]. Рассмотрим углеродный след природного газа, транспортируемого в Китай на каждом из этапов его жизненного цикла.
Среди факторов, влияющих на углеродный след добычи газа, необходимо выделить тип месторождения, инфраструктуру, технологии добычи, а также углеродное регулирование государства. Сегодня ведущие российские и международные компании стремятся снизить свой углеродный след с помощью диверсификации источников энергии, применения энергоэффективных решений и инновационных методов добычи и т. д.
Выбор объекта исследования в США обусловлен данными отчетности Управления ископаемых источников энергии Министерства энергетики США по поставкам СПГ из США в Китай в 2022 г. В качестве репрезентативного объекта выбран проект Sabine Pass Liquefaction LLC (SPL) компании Cheniere Energy, на долю которого приходится 38% экспортных поставок СПГ США. Сведения об отгрузках СПГ в Китай в 2023 г. также свидетельствуют о лидирующей позиции SPL среди американских экспортеров.
Оценка выбросов ПГ на этапах добычи и трубопроводной транспортировки природного газа (до этапа сжижения) проведена на основе исследования [5], в котором рассмотрена цепочка поставок СПГ SPL от производства в США до доставки в Китай с использованием данных конкретного поставщика, собранных от устья скважины до морской транспортировки.
В данном исследовании оценка жизненного цикла проводится в соответствии со стандартами ISO 14040 [1], ISO 14044 [2] и ISO 14067 [3]. Разработанная модель оценки создана на основе подхода единичных процессов и включает более 125 уникальных источников выбросов ПГ, а также свыше 50 уникальных единичных технологических процессов. Основой для данной модели послужила общедоступная модель цепочки поставок Национальной лаборатории энергетических технологий (NETL), применяемая для операций по добыче, сбору и подготовке, переработке, транспортировке и хранению природного газа. Параметры модели были адаптированы под специфические условия цепочки поставок компании Cheniere, при этом основным источником данных о производственной деятельности и выбросах стал подраздел W Программы отчетности по ПГ (GHGRP) Агентства по охране окружающей среды (US EPA).
Анализ компании Cheniere в 2018 г. показал, что 58% поставленного природного газа получено от идентифицированных независимых производителей, тогда как оставшаяся часть была предоставлена трейдерами, которые не имеют возможности раскрыть конкретные источники происхождения газа.
Оценка выбросов ПГ для компаний, занимающихся торговлей природным газом, базировалась на усредненной модели цепочки поставок природного газа в США, созданной на основе данных программы GHGRP. Для известных поставщиков подробные данные на уровне объектов были предоставлены либо путем предоставления отчета GHGRP Subpart W, либо посредством добровольной отчетности от соответствующих объектов поставщиков Cheniere, которые не подлежат обязательному отчету в рамках GHGRP (ввиду того, что они не достигают порогового уровня отчетности или вследствие нахождения вне юрисдикции Агентства по охране окружающей среды США).
Результаты оценки интенсивности выбросов ПГ поставок природного газа SPL в Китай по этапам жизненного цикла природного газа представлены в таблице 1.

Этапы 1–3 жизненного цикла природного газа, представленные в таблице 1, предложено отнести к этапу добычи, этапы 4–6 предложено отнести к этапу трубопроводной транспортировки. Таким образом, углеродный след этапа добычи составляет 7,63 кг CO2‑экв./ГДж, этапа транспортировки до завода по сжижению – 3,31 кг CO2‑экв./ГДж.
По данным платформы управления и анализа показателей устойчивого развития SIMAP [6], интенсивность производственных выбросов при добыче для бассейнов природного газа в среднем по США составляет 0,499 кг СН4/ГДж.
Дополнительно проведена проверка данных исследования по этапу трубопроводной транспортировки природного газа. В таблице 2 приведены данные о выбросах охватов 1 и 2 на этапе трубопроводной транспортировки по трубопроводу Creole Trail Pipeline (CTPL).

Проектная мощность CTPL [7] составляет 574 437 тыс. ГДж/год. Таким образом, углеродный след трубопроводной транспортировки CTPL составил 0,3 кг СО2‑экв./ГДж.
Таким образом, расчет углеродного следа этапа трубопроводной транспортировки (п. 6 таблицы 1) является подтвержденным.
Данные по количеству СПГ, сжиженному в 2022 г. на заводе SPL представлены в годовом отчете компании [8]. Объем отгруженного СПГ SPL в 2022 г. составил 1 603 752 тыс. ГДж. В таблице 3 приведены данные о выбросах охватов 1 и 2 на этапе сжижения газа на заводе SPL.

В результате проведенных расчетов углеродный след сжижения природного газа на заводе SPL в охватах 1 и 2 составил 4,5 кг СО2‑экв/ГДж.
В качестве коэффициентов выбросов парниковых газов на этапе морской транспортировки СПГ приняты данные, опубликованные в четвертом исследовании о выбросах ПГ Международной морской организации в 2020 г. [9, 10]. При отсутствии данных о расходе топлива каждым танкером СПГ в конкретном рейсе и о пройденном расстоянии, для оценки углеродоемкости международных перевозок в данной работе принято среднее значение коэффициента выбросов CO2 в час на ходу, равное 13,2 т CO2/час. Коэффициенты выбросов СО2 и СН4 для видов топлива, на котором работают СПГ-танкеры, в среднем составляют 3114–3206 кг и 0,04–0,05 кг на 1 т топлива соответственно. Выбросы СН4 составляют 0,0015% от выбросов СО2 [9].
Расчет углеродного следа морской транспортировки основан на данных о транзитном времени и массе транспортируемого СПГ. Таким образом, углеродный след морской транспортировки СПГ SPL составил 3,554 кг СО2/ГДж.
Аналогичным образом выполнен анализ структуры углеродного следа поставок СПГ из Австралии в Китай. В качестве репрезентативных объектов выбраны СПГ-проекты Gorgon LNG компании Chevron (морская добыча) и Australia Pacific LNG (APLNG) компании ConocoPhillips на базе угольного метана (газ угольных пластов), исходя из указанных особенностей проектов и объемов поставок СПГ в Китай (таблица 4).

Gorgon LNG предоставляет отчетность о выбросах ПГ и оценивает углеродный след операций с природным газом и СПГ. Данные о выбросах ПГ охвата 1 действующих объектов добычи природного газа, а также объектов переработки газа (установки газоперерабатывающего завода, завод «Домгаз») и системы закачки углекислого газа в пласт представлены в таблице 5.
Данные о выбросах ПГ Gorgon LNG подтверждены официальной отчетностью на сайте Правительства Австралии [11]. Так, в 2022–2023 отчетных годах объем выбросов ПГ Gorgon LNG в Австралии составил 8 191 308 т СО2‑экв.
Согласно методологии SGE [12], улавливание и хранение углерода в рамках производственного процесса не считается компенсирующим мероприятием, поэтому для расчета углеродного следа этапов добычи и сжижения учтен общий объем выбросов ПГ (таблица 5). Природный газ проекта Gorgon LNG поступает непосредственно с месторождения на завод СПГ, в связи с чем данные о выбросах на этапе трубопроводной транспортировки не включены в расчеты.

Объем обработанного газа (таблица 5) представляет собой количество товарного газа, уменьшенное на объем газа СТН. При расчете углеродного следа Gorgon LNG в настоящем исследовании учтен весь объем природного газа (таблица 5). Таким образом, углеродный след Gorgon LNG этапов «добыча» и «сжижение» равен 7,09 кг СО2‑экв./ГДж.
В отчете об устойчивости к изменению климата Chevron [13] приведены данные о выбросах СО2 и СН4. Общий объем выбросов ПГ охвата 1 Chevron в 2023 г. составляет 52 млн т СО2‑экв. Проект Gorgon LNG не имеет выбросов области охвата 2 [14]. Углеродный след морской транспортировки СПГ Gorgon LNG равен 1,44 кг СО2/ГДж.
Наиболее крупные проекты по сжижению метана угольных пластов расположены на востоке Австралии. В качестве крупнотоннажного репрезентативного СПГ-проекта был выбран APLNG.
В соответствии с проектными расчетами [15], общая интенсивность выбросов ПГ проекта (от угольного пласта до судна) оценивается ориентировочно в 12,52 кг СО2‑экв./ГДж: около 6,06 кг СО2‑экв./ГДж приходится на производство СПГ, 6,45 кг СО2‑экв./ГДж – на добычу и трубопроводную транспортировку природного газа.
По данным отчета об устойчивом развитии APLNG [16], выбросы проекта в 2023 г. в охвате 1 составили 2 808 334 т СО2‑экв./год, в охвате 2–1 994 250 т СО2‑экв./год. Данные о выбросах ПГ также представлены в официальной отчётности Правительства Австралии [17]. Так, в 2022–2023 отчетных годах объем выбросов ПГ APLNG равен 2 096 033 т СО2‑экв./год.
Отчетность APLNG представлена по 2 действующим линиям, производственная мощность которых равна 460 128 600 ГДж/год. Таким образом, углеродный след APLNG от этапа добычи до сжижения в охвате 1 равен 6,10 кг СО2‑экв./ГДж и 4,33 кг СО2‑экв./ГДж в охвате 2 (суммарно 10,4 кг СО2‑экв./ГДж. в охватах 1, 2). С учетом соотношения интенсивности выбросов парниковых газов на отдельных этапах жизненного цикла углеродный след этапа добычи и транспортировки равен 5,41 кг СО2‑экв./ГДж, этапа сжижения – 4,99 кг СО2‑экв./ГДж.
Углеродный след морской транспортировки СПГ APLNG равен 1,42 кг СО2/ГДж.
Для анализа углеродного следа поставок СПГ в Китай из Катара выбран проект Qatar Energy LNG, ежегодно отчитывающийся о выбросах ПГ и оценивающий углеродный след своей продукции. Так, в отчете об устойчивом развитии проекта [18] представлены данные о выбросах ПГ охвата 1 и 2, а также объем производства СПГ в 2023 г. (77 млн т СПГ). По данным отчета, углеродный след проекта состоит из суммы показателей этапа добычи (5,08 кг СО2‑экв./ГДж) и этапа производства СПГ (6,06 кг СО2‑экв./ГДж) и составляет 11,14 кг СО2‑экв./ГДж.
Углеродный след морской транспортировки СПГ Qatar Energy LNG равен 1,4 кг СО2/ГДж. Для оценки углеродного следа поставок СПГ из России выбраны проекты «Ямал СПГ» (ПАО «Новатэк») и «Сахалин 2» (ПАО «Газпром»). Исходные данные и результаты расчета выбросов ПГ охвата 1 для оценки углеродного следа поставок российского СПГ в рамках проекта «Сахалин 2» приведены в таблице 6.

Результаты расчета количественной оценки выбросов при производстве СПГ ООО «Сахалинская энергия» за 2023 г. приведен в таблице 7.

Результаты оценки углеродного следа российского СПГ-проекта «Сахалин 2», экспортируемого в Китай, представлены в таблице 8.

Таким образом, по результатам расчетов для проекта «Сахалин 2», в охвате 1 в производственном цикле, включающем этапы добычи, трубопроводной транспортировки и сжижения газа, углеродный след составил 5,673 кг СО2/ГДж.
Дополнительно рассчитаны выбросы ПГ охвата 2 от закупленной электроэнергии проекта «Сахалин 2». Фактический объем потребленной электроэнергии в 2023 г. составил 17 309,201 МВт∙ч. Коэффициент выбросов ПГ ТИТЭС Сахалинской области составляет 630,3 кг CO2‑экв/МВт∙ч. [19]. Соответственно, выбросы ПГ охвата 2 составляют 10 909 989,39 кг CO2‑экв. Углеродный след проекта в охвате 2 составил 0,02 кг СО2/ГДж. Углеродный след морской транспортировки СПГ-проекта «Сахалин 2» равен 0,814 кг СО2/ГДж.
ОАО «Ямал СПГ» является оператором завода по производству СПГ на ресурсной базе Южно-­Тамбейского месторождения мощностью 17,4 млн т/год, включая 3 линии мощностью 5,5 млн т/ год каждая и 1 линию мощностью 900 тыс. т/год.
Согласно корпоративной отчетности [20], добыча углеводородов на Южно-­Тамбейском месторождении в 2022 г. составила 713 529 621 ГДж, объем производства СПГ – 1 073 633 400 ГДж. Генерация электрической и тепловой энергий осуществляется на собственных объектах компании, что обуславливает отсутствие выбросов охвата 2.
В отчете о количественной оценке выбросов ПГ ОАО «Ямал СПГ» за 2022 г. [21] представлены результаты оценки выбросов с применением коэффициентов глобального потепления 29,5 для метана (CH4) и 273 для оксида азота (N2O). С учетом коэффициентов, применяемых в нацио­нальных кадастрах, в таблице 9 выполнен перерасчет выбросов с использованием коэффициентов 28 и 298 соответственно.

На основании публикуемых данных [21], на этапе добычи углеродный след равен 0,37 кг СО2‑экв/ГДж. На этапе сжижения углеродный след равен 4,42 кг СО2‑экв/ГДж. Углеродный след морской транспортировки СПГ ОАО «Ямал СПГ» равен 2,865 кг СО2/ГДж. Результаты расчетов близки к значениям, представленным в официальных отчетах компании [22].
Транспортируемый морскими танкерами СПГ доставляется на специальные регазификационные терминалы и перекачивается из танкеров в резервуары для его хранения в сжиженном виде, затем по мере необходимости СПГ переводится в газообразное состояние.
В Китае существует несколько типов регазификационных терминалов для СПГ. Среди них выделяются оффшорные (внебереговые) терминалы, которые монтируются на морских платформах в прибрежной зоне, и плавучие терминалы, представляющие собой СПГ-танкеры, оборудованные системами регазификации. Плавучие регазификационные терминалы подразделяются на регазификационные суда и плавучие регазификационные установки, которые функционируют как стационарные объекты, соединенные трубопроводом с берегом.
В китайской регазификационной системе [23] преобладают терминалы, использующие испарители открытого типа с подогревом морской водой. Коэффициент выбросов парниковых газов для данной технологии составляет 0,33 кг СО2/ГДж.
Наиболее доступным источником импорта для потребителей в Китае остается российский трубопроводный газ, благодаря возможностям гибкой адаптации поставок под растущий спрос КНР и близости пункта сдачи к регионам потребления, что снижает расходы на его транспортировку по территории Китая. На сегодняшний день Россия занимает 1 место по совокупному объему экспорта природного газа в Китай. Оценка углеродного следа трубопроводных поставок представляет научный интерес с точки зрения сопоставления с поставками СПГ, в т. ч. с зарубежными поставщиками. В данном исследовании в качестве анализируемого маршрута выбран действующий магистральный газопровод «Сила Сибири».
Оценка выбросов ПГ магистрального газопровода (МГ) «Сила Сибири» проводилась с использованием официально опубликованных сведений о фактических объемах поставок природного газа в Китай, расходе ТЭР – природного газа на тот или иной технологический процесс или операцию производственного жизненного цикла российского природного газа, представленные в формах корпоративной статистической отчетности ПАО «Газпром» об эффективности использования ТЭР за 2023 г.
В расчетах не учтен этап подземного хранения природного газа с учетом отсутствия ПХГ в рамках экспортного маршрута поставок. При этом выбросы от данного процесса несущественны относительно выбросов добычи и транспортировки природного газа.
В оценку углеродного следа поставок трубопроводного газа включены добыча и подготовка природного газа на Ковыктинском ГКМ и Чаяндинском НГКМ, а также транспортировка газа до границы с государством-­импортером.
Оценка прямых выбросов ПГ по категориям «Стационарное сжигание топлива», «Сжигание в факелах», «Фугитивные выбросы» проведена на основе данных корпоративной отчетности о выбросах ПГ операторов МГ «Сила Сибири» (ООО «Газпром добыча Иркутск», ООО «Газпром добыча Ноябрьск» и ООО «Газпром трансгаз Томск») за 2023 г. в соответствии с методикой, утвержденной приказом Минприроды от 27.05.2022 г. № 371.
Результаты оценки углеродного следа поставок природного газа в Китай по МГ «Сила Сибири» представлены в таблице 10.

Сводные данные результатов оценки углеродного следа маршрутов трубопроводных поставок природного газа и морских перевозок СПГ в Китай из России и других стран приведены в таблице 11.

На рис. 1 представлен углеродный след поставок природного газа в Китай по этапам жизненного цикла СПГ и трубопроводного газа.

Полученные результаты показывают, что основной вклад в углеродный след экспортных маршрутов поставок трубопроводного газа и СПГ вносят этапы добычи, и сжижения природного газа. Сравнительный анализ результатов расчетов показал, что наименьший углеродный след составляют поставки трубопроводного газа в Китай из России, а также СПГ из России. По расчетным данным, наибольшим углеродным следом характеризуются поставки СПГ из США (SPL) и Катара (Qatar Energy LNG). Так, углеродный след трубопроводного газа из России почти в 7 раз меньше, чем аналогичный показатель СПГ из США.
Вариативность значений углеродного следа поставок газа зависит от способа добычи природного газа, транспортного плеча трубопроводного газа до завода СПГ, технологии сжижения и транспортного плеча морской транспортировки СПГ до потребителя.
Учет углеродного следа, связанного с транспортировкой природного газа, в том числе СПГ, со временем будет играть все более весомую роль в свете ужесточающихся международных и национальных стандартов по учету выбросов парниковых газов.
Для снижения рисков компаниям необходимо не только оценивать углеродный след, но и обеспечивать прозрачность расчетов, а также полное раскрытие информации, делая весь процесс общедоступным в соответствии с рекомендациями между­народных стандартов.
Российские поставщики природного газа, имеющие меньший углеродный след по сравнению с иностранными экспортерами, обладают конкурентными преимуществами в условиях низкоуглеродного регулирования и стратегической инициативы Китая по снижению выбросов парниковых газов.