Министерство Энергетики

Стратегия ЕС по сокращению выбросов метана: новые вызовы для российского газа

Алексей ГРОМОВ
Главный директор по энергетическому направлению, руководитель энергетического департамента Фонда «Институт энергетики и финансов», к. г. н.

Европейская Комиссия 14 октября 2020 г. опубликовала стратегию ЕС по сокращению выбросов метана в энергетическом секторе (an EU strategy to reduce methane emissions, Brussels, 14.10.2020 COM(2020) 663 final), подготовленную в соответствии с дорожной картой реализации европейского «Зеленого пакта», который предусматривает разработку в ближайшие несколько лет основ нового нормативно-­правового регулирования в ЕС для формирования климатически нейтральной европейской экономики и энергетики к 2050 году.
Метан является вторым после СО2 парниковым газом на планете, влияющим на процессы климатических изменений. Более того, согласно данным Европейского агентства по окружающей среде, за последние 40 лет концентрация метана в атмосфере существенно выросла, и по имеющимся прогнозам 2016 года к середине 2020‑х гг. именно метан впервые в истории может составить бóльшую, чем СО2, долю в общем объеме выбросов парниковых газов . По данным МЭА, несмотря на то что метан сохраняется в атмосфере более короткое время чем СО2, парниковый эффект от выбросов метана более чем в 85 раз выше, чем от углекислого газа на горизонте 20 лет и в 30 раз выше – на горизонте 100 лет .
C учетом продолжающегося сокращения собственной добычи природного газа в странах ЕС, еврокомиссия особое внимание уделяет вопросам контроля и учета эмиссий метана от импортируемого в Евросоюз трубопроводного газа и СПГ.
В этом контексте принятая стратегия является первым шагом ЕС по формированию новой правовой и регуляторной среды, призванной формализовать и ужесточить требования по учету и контролю за эмиссиями метана в странах ЕС, в т. ч. ввести нормы (стандарты) выбросов метана для всех ископаемых топлив (с особым фокусом на природный газ), продаваемых в ЕС. Ожидается, что новые законодательные нормы будут разработаны к середине 2021 года, а их вступление в силу произойдет уже в 2024 году.

Актуальные оценки эмиссий метана

Согласно оценкам, приведенным в специальном исследовании МГЭИК , по состоянию на 2010 год эмиссии метана составили 16 % от общего объема выбросов парниковых газов, увеличившись в абсолютном выражении на 2,7 млрд т за последние 40 лет .
Примерно 60 % эмиссий метана имеет антропогенное происхождение. Главными источниками выбросов этого газа в атмосферу являются сельское хозяйство – 45 %, отходы (мусорные свалки) – 20 % и энергетический сектор – 30 % (рис. 1). При этом в самой энергетике основной объем выбросов метана обеспечивает нефтегазовая промышленность (54 %).

Рис. 1. Основные источники эмиссий метана, 2019 г., %
Источник: ФИЭФ на основе данных IEA

На уровне отдельных стран и регионов структура источников эмиссий метана может отличаться от общемировых показателей. Так, в ЕС на долю сельского хозяйства приходится 53 % от всех эмиссий метана, а на долю энергетического сектора – 19 %. В России же в эмиссиях метана доминирует энергетический сектор (76 %), тогда как на долю сельского хозяйства приходится только 6 % всех выбросов этого газа.
За период с 2000 по 2017 гг. эмиссии метана в мире выросли на 20 % и составили 8,6 млрд т СО2‑эквивалента (рис. 2).

Рис. 2. Динамика эмиссий метана по основным странам и регионам мира, 2000–2017 гг. млн т СО2‑эквивалента
Источник: ФИЭФ на основе данных Climate Watch Data

По данным Climate Watch Data, на уровне отдельных стран и регионов мира основная концентрация выбросов метана (50 %) приходится на Китай, Россию, Индию, США, Бразилию и Евросоюз (рис. 3).

Рис. 3. Крупнейшие эмитенты метана, 2017 г.,%
Источник: ФИЭФ на основе данных Climate Watch Data

При этом следует отметить, что наиболее высокими темпами эмиссии метана растут в Китае (+52 % с 2000 г.) и в России (+40 %), тогда как в ЕС эмиссии метана, наоборот, снижаются (–22 %).
Для сравнения, за аналогичный период выбросы СО2 в мире выросли на 40 %, в России выбросы углекислого газа увеличились всего на 2,5 %, тогда как в Китае они повысились в 2,7 раза, а в ЕС снизились на 14 %.
Таким образом, следует признать, что проблема эмиссий метана для России носит весьма актуальный характер, учитывая ее роль крупнейшего поставщика углеводородов в Европу, особенно в контексте принятой в ЕС стратегии по сокращению выбросов метана.

Проблемы учета эмиссий метана

В мире до сих пор отсутствует единая методология оценки и учета выбросов метана, что затрудняет практическую реализацию мер по их целенаправленному снижению, в том числе и в нефтегазовой отрасли.
В настоящее время выделяют три категории эмиссий метана от нефтегазовой отрасли:
–  управляемые прямые выбросы метана в атмосферу при добыче и переработке нефти и газа;
–  эмиссии при факельном сжигании, главным образом, попутного нефтяного газа (ПНГ);
–  эмиссии (непреднамеренные, включая аварийные, утечки) при транспортировке и распределении природного газа, в т. ч. в протяженных газотранспортных системах, ориентированных на импорт-­экспорт природного газа, а также при сжижении, транспортировке и последующей регазификации СПГ.
При этом наиболее распространены два способа учета эмиссий метана в нефтегазовой отрасли: наземный учет и воздушные методы.
Наземный учет эмиссий основан на простой калькуляции числа добывающих газ скважин и их умножении на усредненный показатель годовой эмиссии метана от одной скважины. Такой подход сильно зависит от качества исходных данных и точности их сбора. Зачастую, невозможно учесть все газовые скважины, либо учесть их статус (работающие или выведенные из эксплуатации). Усредненный показатель эмиссии метана в расчете на одну скважину может сильно отличаться в зависимости от конкретных условий добычи газа (климатические условия, сезонность добычи и пр.).
Воздушные методы учета эмиссий метана посредством использования БПЛА (дронов) позволяют получать более точную информацию о выбросах этого газа в режиме реального времени на более широком спектре объектов, где возможна его утечка. Однако возможности аэрофотосъемки сильно зависят от хороших метеоусловий, в периоды которых и проводится большая часть замеров. Однако их последующее усреднение в годовом эквиваленте может существенно искажать объективную реальность. Также такой метод учета выбросов, зачастую, не позволяет идентифицировать их источник.
В 2006 г. МГЭИК разработала методические рекомендации по учету выбросов метана для отдельных сегментов экономики и энергетики, которые были обновлены в 2019 г. и рекомендованы ООН к применению на национальном уровне.
Они включают три возможных уровня (по степени точности и детализации) учета эмиссий метана (применительно к газовой отрасли, в частности):
Первый уровень базируется на рекомендованных МГЭИК усредненных коэффициентах пересчета углеводородного топлива в эмиссии метана на разных стадиях создания стоимости в газовой промышленности (от разведки и добычи до конечного потребления).
Второй уровень базируется на тех же принципах пересчета углеводородного топлива в эмиссии метана, что и уровень 1, но вместо усредненных коэффициентов используются национальные коэффициенты, учитывающие страновую специфику нефтегазовой отрасли. Так, к примеру, в России «Газпром» применяет коэффициент пересчета, равный 6.
Третий уровень предполагает разработку детальных моделей учета эмиссий метана на уровне отдельных компаний.
К основным недостаткам первого уровня учета эмиссий метана, предлагаемого МГЭИК, следует отнести то, что все усредненные коэффициенты пересчета углеводородного топлива в эмиссии метана построены на основе американских источников данных, в частности, данных Американского агентства по охране окружающей среды (EPA). И они не всегда могут быть корректно применимы к другим странам. Также методология предполагает сохранение довольно высокого уровня погрешности представленных коэффициентов пересчета по большинству стадий создания стоимости в газовой промышленности (+/-20 %), а для отдельных стадий, например конечного распределения природного газа, уровень погрешности может доходить до +120 %, что может приводить к существенному искажению реальной картины эмиссий метана, причем как в меньшую, так и в большую сторону (см. таблицу 1).

Таблица 1. Базовые усредненные коэффициенты пересчета углеводородного топлива в эмиссии метана по основным стадиям создания стоимости в газовой отрасли
Источник: ФИЭФ на основе данных МГЭИК (IPCC), 2019

Основным недостатком второго уровня учета эмиссий метана служит непрозрачность расчета национальных коэффициентов пересчета углеводородного топлива в эмиссии метана, а также разная степень подробности и качества данных, которые используют страны для представления собственных национальных коэффициентов.
Третий уровень учета эмиссий метана представляет наибольший интерес для нефтегазовой отрасли, поскольку детальные модели учета эмиссий метана на уровне отдельных компаний уже активно разрабатываются и внедряются в целом ряде стран мира при поддержке межгосударственной Коалиции по сокращению короткоживущих климатических загрязнителей (ССАС) в рамках Экологической программы ООН . Более того, Международное партнерство по сокращению выбросов метана в нефтегазовой отрасли (OGMP) , созданное в 2014 г. в рамках CCAC, разработало новый Стандарт 2.0 сбора данных и учета эмиссий метана, который обеспечивает существенное увеличение их точности и детальности.
В соответствии с данным стандартом:

  • компании-­участники партнерства должны сообщать фактические данные о выбросах метана как из эксплуатируемых, так и из не эксплуатируемых активов;
  • отчетность о выбросах метана должна охватывать все сегменты нефтегазового сектора, где могут наблюдаться значительные эмиссии метана;
  • сфера охвата отчетности должна быть расширена с первоначальных девяти основных источников до всех материальных источников выбросов метана;
  • компании-­участники партнерства должны будут объявлять свои собственные индивидуальные целевые показатели сокращения эмиссий метана и периодически отчитываться о прогрессе в достижении этих целевых показателей;
  • установлено пять уровней отчетности, причем самый высокий уровень требует, чтобы учет эмиссии метана осуществлялся прямыми измерениями для каждого источника эмиссии c указанием его местоположения.

У компаний-­участников партнерства есть 3 года для достижения соответствия требованиям этого стандарта для эксплуатируемых активов и 5 лет – для не эксплуатируемых активов.
Отметим, что в настоящее время в состав членов партнерства входят 62 энергетические компании преимущественно из стран-­членов ЕС. Российские компании в состав членов Партнерства не входят.
В 2019 году МЭА предложила иную методологию учета эмиссий метана в рамках собственного проекта Methane Tracker, основанную на показателе «метановой насыщенности» (Methane Intensity) различных сегментов нефтегазового бизнеса. Данный показатель представляет собой отношение массы выбросов метана к массе добытого/произведенного/переработанного/распределенного ископаемого топлива, в т. ч. природного газа. Этот показатель рассчитан для 18 сегментов нефтегазового бизнеса на основе детального анализа соответствующих данных по США, которые затем можно применять и для других крупных нефтегазодобывающих стран посредством использования специальных масштабирующих коэффициентов (за единицу принимаются показатели по США).
В частности, для России МЭА применяет масштабирующий коэффициент 1,6 для добычи газа, и 2 – для его транспортировки и распределения конечному потребителю.
Преимуществом данной методологии служит возможность ее масштабирования на другие страны с учетом реальных отраслевых оценок, а не директивных национальных стандартов (зачастую построенных на данных разного качества и глубины охвата), а также единообразие методологических предпосылок, упрощающее межстрановые сравнения по данному показателю.
Фактически, Methane Tracker представляет собой инструмент независимого мониторинга ситуации с эмиссиями метана, который, фактически, стимулирует страны, считающие, что он «завышает» их реальные метановые выбросы, к разработке собственных систем учета эмиссий метана и повышению качества соответствующей статистики. На государственном уровне данный инструмент в качестве эксперимента применяет Норвегия.

Основные положения стратегии ЕС по сокращению выбросов метана в энергетическом секторе

Стратегия ЕС по сокращению выбросов метана в энергетическом секторе является важной отправной точкой для развития соответствующего европейского законодательства, поскольку вплоть до последнего времени в ЕС отсутствовала целенаправленная стратегия борьбы с выбросами метана в отличие от выбросов парниковых газов в целом, где существует достаточно ясная нормативно-­правовая база с хорошо известными целевыми индикаторами по сокращению общего объема выбросов парниковых газов в ЕС .
Главной целью стратегии является сокращение выбросов метана в ЕС на 35–37 % к 2030 г. по сравнению с уровнем 2005 года.
Стратегия определила три основных сектора экономики ЕС (сельское хозяйство, утилизация отходов и энергетика), которые являются ключевыми эмитентами метана в регионе и для которых требуется особая регуляторная политика в этой сфере.
При этом в принятой стратегии прямо подчеркивается, что именно в энергетическом секторе, на долю которого приходится 19 % от общего объема антропогенных выбросов метана в регионе (для сравнения, на долю сельского хозяйства приходится 53 %), есть наибольший потенциал для снижения эмиссий метана.
Несмотря на то, что в стратегии признается значимой проблема утечек метана как из действующих, так и заброшенных угольных шахт, основное внимание в документе уделяется природному газу, крупнейшим мировым импортером которого (как в виде трубопроводных поставок, так и в виде СПГ) является ЕС.

Ожидаемые изменения в законодательстве ЕС

Для достижения заявленной цели стратегия предусматривает введение следующих нормативно-­правовых и регуляторных требований:

  • внедрение обязательного сбора данных, учета и контроля за эмиссиями метана, а также представление отчетности в соответствии с методическими рекомендациями (Стандарт 2.0) Международного партнерства по сокращению выбросов метана в нефтегазовой отрасли (OGMP);
  • введение обязательств по улучшению систем обнаружения и устранения утечек метана на всех объектах инфраструктуры природного газа, а также любой другой инфраструктуры, которая используется при производстве, транспортировке и конечном распределении природного газа, включая его потребление и хранение;
  • внесение изменений в законодательство ЕС для устранения плановых выбросов метана в атмосферу и его прямого сжигания в энергетическом секторе по всей цепочке создания стоимости ископаемого топлива вплоть до пунктов его добычи.

Стратегия требует пересмотра законодательства ЕС по климату и охране окружающей среды, а именно директивы ЕС по промышленным выбросам (2010 г.) , Европейского регистра выбросов и переноса загрязнителей (2006 г.).
Планируется также, что нормативно-­правовые и регуляторные требования, предусмотренные стратегией, будут учтены при разработке следующих юридически обязывающих документов ЕС:

  • План действий по нулевому загрязнению окружающей cреды (The Zero Pollution Action Plan, 2021).
  • Третья редакция программы «Чистый воздух» (The Clean Air Outlook, 2022).
  • Директива о национальных обязательствах стран ЕС по сокращению выбросов (The National Emission Reduction Commitments Directive, 2025).

В соответствии с требованиями стратегии национальные регулирующие органы будут проинструктированы о необходимости включения дополнительных расходов на обнаружение и устранение утечек метана при установлении норм фиксированной доходности для операторов газотранспортных систем в странах ЕС.

Международный план действий, предусмотренный стратегией

Учитывая ту значимость, которая придается в стратегии эмиссиям метана от импорта природного газа в страны ЕС, Международный план действий, предусмотренный стратегией, представляется особенно важным в контексте новых рисков для экспорта российского природного газа в страны ЕС.
Так, в стратегии упоминаются оценки международных организаций (МЭА (IEA) и Сarbon Limits), прямо указывающие на то, что эмиссия метана от импортных поставок трубопроводного газа и СПГ в ЕС в 3–8 раз выше эмиссий метана, которые связаны с собственной добычей и конечным использованием природного газа странами ЕС. Такие высокие оценки эмиссий метана от импорта природного газа в ЕС обусловлены как объемами этого импорта, который в несколько раз превышает собственную добычу газа в Европе, так и транспортным плечом доставки природного газа в ЕС от пунктов его добычи (за пределами ЕС) до пунктов конечного потребления (внутри ЕС).
В связи с этим стратегия предлагает создать коалицию крупнейших стран-­импортеров природного газа с участием Китая, Южной Кореи и Японии для координации усилий по снижению эмиссий метана.
Отметим, что, по данным BP Statistical Review (2020), в 2019 г. на совокупную долю этих стран с учетом ЕС пришлось 58 % международной торговли трубопроводным газом и 72 % международной торговли СПГ.

Европа пока ведет активное строительство новых газопроводов
Источник: storm100.livejournal.com

Таким образом, учитывая, что на ЕС приходится порядка половины международной торговли трубопроводным газом, в случае успешного формирования коалиции с крупнейшими странами-­импортерами СПГ в Азии может быть создан глобальный инструмент учета и контроля эмиссий метана, основанный на европейских стандартах. И этот инструмент будет иметь важное значение не только для трубопроводных поставок газа в ЕС, но и для всей международной торговли СПГ.
В стратегии четко прописано, что ЕС будет прилагать все необходимые дипломатические усилия для побуждения стран-­экспортеров природного газа в ЕС к внедрению обязательного сбора данных, учета и контроля за эмиссиями метана, а также к представлению отчетности в соответствии с методическими рекомендациями (Стандарт 2.0) Международного партнерства по сокращению выбросов метана в нефтегазовой отрасли (OGMP).
Таким образом, на международном уровне стратегия ориентирована на продвижение обязательных норм и стандартов ЕС в сфере учета и контроля над эмиссиями метана во все страны-­экспортеры природного газа в ЕС.
При этом, в случае если страны-­экспортеры природного газа в ЕС будут игнорировать призывы к сотрудничеству с OGMP в части практического применения их норм и рекомендаций, Еврокомиссия будет предлагать использовать значения усредненных коэффициентов пересчета природного газа в эмиссии метана (Первый уровень учета эмиссий метана по методике МГЭИК) по умолчанию для тех объемов импортируемого газа, которые не будут оснащены системами контроля и учета выбросов метана в соответствии с рекомендациями OGMP. И такой подход будет применяться до тех пор, пока эти страны не внедрят у себя такие системы.
Более того, в отсутствие значимых обязательств со стороны международных партнеров ЕС в части учета и контроля над эмиссиями метана, Еврокомиссия оставляет за собой право вносить в законодательство дополнительные целевые показатели, стандарты или другие стимулы для сокращения эмиссий метана от ископаемой энергии, потребляемой и импортируемой в Европе.

Вызовы для экспорта российского природного газа в ЕС в новых регуляторных условиях

Предлагаемый стратегией международный план действий по практической имплементации обязательных норм и стандартов ЕС в сфере учета и контроля над эмиссиями метана во всех странах-­экспортерах природного газа в ЕС, по сути, представляет собой очевидную попытку распространить нормы европейского законодательства на третьи страны и формирует серьезные регуляторные и финансовые вызовы долгосрочным перспективам экспорта российского природного газа в страны ЕС.

Основные регуляторные и финансовые риски

Так, в стратегии прописана необходимость обязать все страны-­экспортеры природного газа в регионе внедрить европейский стандарт учета и контроля над эмиссиями метана (т. н. стандарт 2.0 от OGMP) вне зависимости от того, применяются ли в странах-­экспортерах природного газа в ЕС свои стандарты в этой сфере. Таким образом, на первом этапе ЕС обеспечит единообразный подход к учету эмиссий метана у всех стран-­экспортеров природного газа в Европу, что уже на втором этапе позволит Евросоюзу ввести новые дополнительные требования по снижению эмиссий метана этими странами, формально не входящими в ЕС.
С точки зрения Института энергетики и финансов, основными регуляторными рисками для экспорта российского природного газа в страны ЕС следует признать: риск несоответствия национальных/корпоративных стандартов, применяемых в России, европейскому стандарту, риск нарушения условий конфиденциальности и возможных корректив действующих долгосрочных контрактов на поставки российского газа в страны ЕС, сложности урегулирования возможных судебных споров в этой сфере с европейскими контрагентами.
Как известно, «Газпром», будучи основным экспортером российского природного газа в страны ЕС, имеет собственные стандарты отчетности в части учета и контроля над эмиссиями метана, которые могут не соответствовать предлагаемому стандарту ЕС. Более того, если предположить, что ЕС будет использовать тот же подход к внедрению европейских норм и стандартов учета эмиссий метана, какой использовался при регулировании эмиссий CO2 в рамках системы торговли выбросами ЕС (EU ETS), то это будет означать обязательную отчетность эмитентов из третьих стран по выбросам метана, которая также должна быть подтверждена независимыми оценщиками. Последнее может существенным образом нарушать условия конфиденциальности, традиционно применяемые при заключении долгосрочных газовых контрактов «Газпромом», и привести, к сложным и затратным юридическим процедурам их корректировок.

Танкер-газовоз «Аннабель»
Источник: sycar.us

Также необходимо понимать, что, помимо любых правовых/нормативных требований, отсутствие прозрачности (и соответствия европейскому стандарту) национальной/корпоративной системы учета и контроля над эмиссиями метана чревато тем, что любые претензии, которые российские экспортеры потенциально могут предъявить применительно к европейским требованиям по сокращению выбросов метана, не будут рассматриваться со стороны ЕС.
С финансовой точки зрения, риски также весьма существенны.
Как уже отмечалось, в случае отказа стран-­экспортеров газа в ЕС от внедрения европейских стандартов в сфере учета и контроля над эмиссиями метана, в стратегии прямо прописана возможность использования усредненных показателей эмиссии метана по умолчанию. Более того, очевидно, что объемы поставок природного газа из третьих стран в ЕС, которые будут превышать усредненные показатели эмиссии метана, директивно установленные для этих стран Еврокомиссией по умолчанию, будут облагаться дополнительными финансовыми санкциями (штрафами) в рамках будущего возможного т. н. «метанового налога» или уже разрабатываемого механизма трансграничного углеродного регулирования.
По данным Eurostat за 2019 год, на Россию приходится почти 38 % совокупных импортных поставок природного газа в ЕС (включая поставки СПГ) в объеме более 177 млрд кубометров.
Таким образом, Россия, будучи крупнейшим поставщиком природного газа в ЕС, одновременно является и крупнейшим эмитентом метана для региона, поэтому корректная оценка его эмиссий от экспортируемого российского природного газа в страны ЕС по всей производственной цепочке создания его стоимости представляется крайне важной задачей, как с политической, так и с экономической точки зрения.
Учитывая, что подавляющий объем экспорта природного газа из России в ЕС обеспечивается «Газпромом» (за исключением экспорта СПГ, который также осуществляет «НОВАТЭК»), целесообразно внимательно рассмотреть официальные данные по эмиссиям метана, которые приводит газовый концерн в своих материалах.
По официальным данным, приведенным в экологическом отчете ПАО «Газпром», по итогам 2019 г. выбросы парниковых газов от объектов компании в 2019 г. составили 117,09 млн т СО2‑эквивалента, из них на долю метана пришлось 28 % или 32,78 млн т СО2‑эквивалента .
При этом выбросы метана от объектов «Газпрома» по добыче составили 0,02 % от объема добываемого газа, при транспортировке – 0,29 % от объема транспортируемого газа, при подземном хранении газа – 0,03 % от объема хранения газа.
Также отметим, что «Газпром» для расчета совокупных выбросов в СО2‑эквиваленте в качестве дополнительной метрики применяет потенциал изменения глобальной температуры для 100‑летнего временного горизонта из Пятого оценочного доклада МГЭИК. Таким образом, для отражения выбросов ископаемого метана в СО2‑эквиваленте применяется национальный переводной коэффициент 6 (Второй уровень учета эмиссий метана по методике МГЭИК).
Кроме того, «Газпром» участвует в международной инициативе «Руководящие принципы по снижению выбросов метана в производственно-­сбытовой цепочке природного газа» (The Guiding Principles on Reducing Methane Emissions across the Natural Gas Value Chain) и привлекает к аудиту своей деятельности в сфере сбора данных, учета и контроля над эмиссиями метана известную аудиторскую компанию KPMG, которая независимым образом подтверждает данные, предоставляемые компанией в рамках публичной экологической отчетности.
Тем не менее, особо подчеркнем, что стратегия ЕС по сокращению выбросов метана опирается на методологию сбора данных и учета эмиссий метана, разработанную международным партнерством по сокращению выбросов метана в нефтегазовой отрасли OGMP на базе методических рекомендаций МГЭИК (уровень 3). А «Газпром» в состав данного партнерства не входит и формально использует методические рекомендации МГЭИК только уровня 2.

Вместо заключения

Однако даже в случае, если «Газ­пром» примет европейскую методологию учета эмиссий метана, навязываемую Еврокомиссией, следует понимать, что в долгосрочной перспективе экспорт российского трубопроводного газа будет испытывать нарастающее давление со стороны европейских регуляторов, в первую очередь, в части снижения его экономической конкурентоспособности.
Как известно, сегодня российский сетевой газ – самый конкурентоспособный на европейском газовом рынке. Однако в случае возможного введения налога на эмиссии метана со стороны ЕС в рамках механизма трансграничного углеродного регулирования, российский газ может существенно подорожать на европейском рынке, что приведет к искусственному выравниванию экономики поставок СПГ и сетевого газа в ЕС (утечки метана в результате испарения при транспортировке СПГ и его последующей регазификации оцениваются существенно меньшими величинами, чем потери метана при добыче и его последующей трубопроводной транспортировке).
Таким образом, новая стратегия ЕС по сокращению выбросов метана и ее последующая практическая имплементация может существенно ухудшить экономику поставок российского природного газа в страны ЕС и негативно повлиять на долгосрочные перспективы российского газового экспорта в этот регион.