Утилизация углекислого газа: методические основы построения экономических отношений между ключевыми участниками

Проекты улавливания и хранения углерода (УХУ) с использованием CO2 для повышения нефтеотдачи потенциально являются перспективным направлением снижения выбросов парниковых газов (ПГ), однако, их реализация связана с высоким уровнем затрат. Участниками технологических цепей УХУ обычно становятся не только нефтегазовые, но и другие промышленные компании, и одним из важных вопросов является формирование экономических отношений между ними. Цель исследования заключается в разработке концептуально-методического подхода к построению экономических отношений в системе «эмитент – нефтегазовая компания (НГК) – государство» в рамках реализации проектов утилизации углекислого газа с разделенными этапами технологической цепи (улавливание, транспортировка и закачка СО2 в пласт). Ключевыми методами исследования выступают контент-анализ, концептуальное и технико-экономическое моделирование, анализ и синтез, декомпозиция, метод аналогии. Основные результаты исследования включают разработанные универсальные методики определения предельной цены 1 т СО2, по которой НГК приобретает его у компании-эмитента, и ставки налоговой льготы, получаемой НГК от государства. В результате апробации предложенного подхода на примере месторождения в Западной Сибири (ХМАО) получено предельное значение цены в размере 10 614,10 руб./т CO2 и ставки налоговой льготы —– 705,08 руб./т CO2, при которых суммарный интегральный экономический эффект для НГК и государства равен нулю, что соответствует условию экономической эффективности проекта. Результаты исследования могут быть использованы частным бизнесом при планировании проектов улавливания и хранения углерода и государством в части формирования углеродного рынка в России, реализации мер поддержки низкоуглеродных проектов в условиях формирующейся климатической политики.

1. Брейли, Р., & Майерс, С. (2010). Принципы корпоративных финансов 2-е изд. М.: ОлимпБизнес

2. Буш, Д., & Даниел, Д. (2003). Управление финансами в международной нефтяной М.: Олимп-Бизнес

3. Дарищев, В. И., Харланов, С. А., Бабинец, Ю. И., Зиновьев, А. В., & Антонова, Д. О. (2023). Реализация технологии закачки СО Huff & Puff как метода интенсификации добычи высоковязкой нефти. Бурение и Нефть 3.

4. Калинин, С. А., & Морозюк, О. А. (2019). Разработка месторождений высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах с использованием диоксида углерода. Анализ ми ового опыта. Вестник ПНИПУ, 19(4), 373–387. https://doi.org/10.15593/2224-9923/2019.4.6

5. Минфин России. (2024). О средней цене на нефть марки Urals. Дата обращения 20.04.2024, https://minfin.gov.ru/ru/press-center/?id_4=38813-o_srednei_tsene_na_neft_marki_urals

6. Московская школа управления СКОЛКОВО. (2021). Декарбонизация в нефтегазовой отрасли: международный опыт и приоритеты России. Дата обращения 02.04.2024, https://energy.skolkovo.ru/downloads/documents/SEneC/Research/SKOLKOVO_EneC_Decarbonization_of_oil_and_gas_RU_22032021.pdf

7. ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь». (н.д.). Переработка нефти и газа. Дата обращения 20.06.2024, https://zs.lukoil.ru/ru/Activities/Refining.

8. Распоряжение Правительства РФ об утверждении «Стратегии социально-экономического развития Российской Федерации с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 года». (2021, 29 октября) от 29.10.2021 (№ 3052-р).

9. ФАС. (2023). Индикативный тариф на транспортировку нефти. Дата обращения 22.04.2024, https://fas.gov.ru/pages/Indikativnii-tarif-na-transportirovku-nefti-za-IV-kvartal-2023-goda

10. Федеральная служба государственной статистики. (н.д.). Официальный сайт. Дата обращения 05.04.2024, https://rosstat.gov.ru/

11. ЦБ РФ. (н.д.). Официальный сайт. Дата обращения 05.04.2024, https://www.cbr.ru/Череповицына, А. А., Череповицын, А. Е., & Кузнецова, Е. А. (2024). Проекты улавливания, хранения и использования СО и их экономическая целесообразность.

12. ЭКО 54(1), 117–131. https://doi.org/10.30680/ECO0131-7652-2024-1-117-131

13. Юнипро. (2021). Годовой отчет. Дата обращения 01.07.2024, https://www.unipro.energy/shareholders/disclosure/annual_reports/interactive/2021/?/ru/94-emissions

14. Budinis, S., Krevor, S., Mac Dowell, N., Brandon, N., & Hawkes, A. (2018). An assessment of CCS costs, barriers and potential. Energy Strategy Reviews, 22, 61–81. https://doi.org/10.1016/j.esr.2018.08.003

15. Fan, J. L., Yu, P., Li, K., Xu, M., & Zhang, X. (2022). A levelized cost of hydrogen (LCOH) comparison of coal-to-hydrogen with CCS and water electrolysis powered by renewable energy in China. Energy, 242. https://doi.org/10.1016/j.energy.2021.123003

16. Global CCS Institute (2020). Brief. The US Section 45Q Tax Credit for Carbon Oxide Sequestration: An Update. Retrieved October 08, 2025, from https://cdrlaw.org/wp-content/uploads/2020/10/45Q_Brief_in_template_LLB.pdf

17. IEA. (2023). CUS Policies and Business Models. Retrieved April 12, 2024, from https://iea.blob.core.windows.net/assets/d0cb5c89-3bd4-4efd-8ef5-57dc327a02d6/CCUSPoliciesandBusinessModels.pdf

18. IEA. (2023). World Energy Outlook. Retrieved April 12, 2024, from https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2023

19. Marin, E., Ponomarenko, T., & Dirani, F. (2025). Designing and Modeling Value-Added Production Sharing Contracts (VAPSC): From Offshore Gas to LNG in Lebanon. Resources, 4(5), 79. https://doi.org/10.3390/resources14050079)

20. NPC. (2019). Meeting the Dual Challenge. A Roadmap to At-Scale Deployment of Carbon Capture, Use, and Storage. Retrieved May 3, 2024, from https://dualchallenge.npc.org/

21. Rose, P. R. (n.d.). Risk analysis and management of petroleum exploration ventures, AAPG methods in exploration series. Tulsa: American Association of Petroleum Geologists.

22. Shah, C., Raut, S., Kacha, H., Patel, H., & Shah M. (2021). Carbon capture using membrane-based materials and its utilization pathways. Chemical Papers, 75(9), 4413–4429. https://doi.org/10.1007/s11696-021-01674-z

23. Skobelev, D. O., Cherepovitsyna, A. A., & Guseva, T. V. (2023). Carbon capture and storage: net zero contribution and cost estimation approaches. Journal of Mining Institute, 259, 125–140. https://doi.org/10.31897/PMI.2023.10

24. VYGON Consulting. (2021). CCUS: монетизация выбросов СО2. Retrieved May 05, 2024, from https://vygon.consulting/upload/iblock/967/jzgys72b7ome167wi4dbao9fnsqsfj13/vygon_consulting_CCUS.pdf

25. Yun, S., Lee, S., Jang, M. G., & Kim, J. K. (2021). Techno-economic assessment of CO2 capture integrated coal-fired power plant with energeticanalysis. Energy, 236 121493. https://doi.org/10.1016/j.energy.2021.121493

26. Zuo, M., Chen, H., Qi, X., Liu, X., Xu, C., Yu, H., Sidi Brahim, M., Wu, Y., & Liu, H. (2023). Effects of CO injection volume and formation of in-situ new phase on oil phase behavior during CO injection for enhanced oil recovery (EOR) in tight oil reservoirs. hemical Engineering Journal, 452. https://doi.org/10.1016/j.cej.2022.139454