Введение

Нефтегазовый сектор занимает центральное место в энергетическом балансе Узбекистана: доля природного газа в совокупном энергопотреблении достигает около 80 %. При этом значительная часть добываемого газа безвозвратно теряется вследствие технических утечек на стадиях транспортировки и распределения. Подобные потери — фугитивные выбросы — представляют собой непреднамеренный выброс метана в атмосферу.

Потенциал глобального потепления метана на столетнем горизонте примерно в 28 раз выше, чем у CO₂ [5], что обусловливает двойной ущерб от каждого потерянного кубометра газа: экономический и климатический.

По данным пилотного исследования Всемирного банка, в газотранспортной системе Uztransgaz ежегодно не учитывается около 700 млн м³ газа, из которых порядка 350 млн м³ составляют прямые технические потери [4]. При сохранении текущей ситуации суммарные потери к 2030 г. достигнут 1,75 млрд м³, что соответствует 228 млн долл. США недополученных государственных доходов [4]. Ещё в 2017 г. фугитивные выбросы нефтегазовых систем формировали 22,7 % совокупных национальных выбросов парниковых газов [1] и по-прежнему остаются одним из значимых источников эмиссий в стране.

Цель настоящей работы — провести количественную оценку экономических потерь от метановых выбросов нефтегазового сектора Узбекистана и предложить систему управленческих механизмов их сокращения с учетом отечественного корпоративного опыта.

Методология исследования

Информационную основу исследования составили: второй и третий национально определяемые вклады Республики Узбекистан [1;2], проектная документация Всемирного банка по Uzbekistan Gas Leak Repair Facility (P508941) [4], данные IEA Global Methane Tracker 2025 [3], методические руководства IPCC по фугитивным выбросам [5], а также корпоративные материалы Uzbekneftegaz [6] и Saneg [7].

В процессе исследования применялись методы структурного и причинно-следственного анализа, сценарное прогнозирование, сравнительный анализ, а также кейс-метод для изучения опыта отдельных компаний нефтегазового сектора.

Анализ выбросов и количественная оценка экономического ущерба

Согласно NDC-3, суммарный объем выбросов парниковых газов Узбекистана в 2022 г. составил 209,6 млн т CO₂-экв. [2]; на долю энергетического сектора приходилось 64 %, тогда как фугитивные выбросы нефтегаза формировали порядка 19 % выбросов энергетики. Структура национальных выбросов представлена на рисунке 1.

Рис. 1. Структура выбросов парниковых газов Узбекистана (2022 г., % от 209,6 млн т CO₂-экв.)

Источник: составлено авторами на основе данных NDC-3 Республики Узбекистан [2]

Результаты пилотного обследования Всемирного банка (2023 г.) свидетельствуют о следующем: из 700 млн м³ неучтённого газа около 350 млн м³ (233 тыс. т CH₄) составляют реальные выбросы в атмосферу [4]. В пересчёте через коэффициент глобального потепления (GWP = 28) это эквивалентно 6,5 млн т CO₂-экв. в год. Ключевые показатели масштаба проблемы систематизированы в таблице 1.

Таблица 1

Ключевые показатели масштаба метановых потерь в нефтегазовом секторе Узбекистана

Источник: составлено авторами на основе данных [1–2; 4].

Важным экономическим подтверждением целесообразности проекта является соотношение прогнозируемого ущерба и объема необходимых инвестиций. Прогнозируемые потери газа к 2030 г. составляют 228 млн долл. США, тогда как грант Всемирного банка на реализацию ремонтной программы оставил 10,6 млн долл., то есть менее 5 % от возможного ущерба [4]. Полученное соотношение затрат и потенциального экономического эффекта позволяет сделать вывод о высокой экономической целесообразности мероприятий по выявлению и устранению метановых утечек. Рисунок 2 демонстрирует сценарное сравнение динамики потерь до 2030 г.

Рис. 2. Прогноз объёма потерь газа в системе Uztransgaz (2023–2030 гг.), млн м³

Источник: составлено авторами на основе данных Всемирного банка [4]

Метановые утечки генерируют несколько взаимосвязанных уровней экономического ущерба. Прямые финансовые потери обусловлены утратой товарного ресурса, обладающего рыночной стоимостью. Операционная неэффективность выражается в том, что затраты на добычу и транспортировку газа не конвертируются в полезную поставку потребителю. Наконец, ESG-риски проявляются в снижении инвестиционной привлекательности компаний, что побудило Uzbekneftegaz увязать целевые показатели по снижению выбросов с корпоративным ESG-рейтингом Sustainable Fitch [6]. Рисунок 3 иллюстрирует соотношение затрат и эффекта по проекту устранения утечек.

Рис. 3. Соотношение инвестиций и экономического эффекта проекта по устранению утечек (млн долл. США)

Источник: составлено авторами на основе данных Всемирного банка [4]

Управленческие механизмы сокращения выбросов и корпоративный опыт

Мировой и отечественный опыт позволяет выделить четыре группы управленческих инструментов: технологические, информационные, институциональные и рыночные. Системы обнаружения и устранения утечек (LDAR) занимают центральное место среди технологических инструментов: по расчётам IEA, 95 % экономии от их применения достигается при нулевых или отрицательных чистых затратах для операторов [3]. Информационные инструменты, включая спутниковый мониторинг и MRV-системы, обеспечивают верифицируемую отчётность и позволяют повысить достоверность данных о выбросах. Институциональные механизмы предполагают интеграцию метановой повестки в корпоративные KPI и ESG-отчётность. Участие в торговле углеродными единицами формирует рыночный стимул для сокращения эмиссий. Таблица 2 систематизирует указанные подходы применительно к условиям Узбекистана.

Таблица 2

Управленческие механизмы сокращения метановых выбросов и их применение в Узбекистане

Источник: составлено авторами на основе данных [3–4; 6–7].

Опыт ведущих компаний страны подтверждает практическую применимость указанных механизмов. Uztransgaz в рамках проекта Всемирного банка, грант которого составляет 10,6 млн долл., реализует программу выявления и устранения утечек с внедрением MRV-системы. Ожидаемый возврат газа к 2029 г. составит 47,5 тыс. т в год, а экономия достигнет около 18 млн долл. [4].

Uzbekneftegaz закрепила в стратегии трансформации цель по снижению выбросов Scope 1+2 на 25 % к 2030 г. Ожидаемый эффект — 2,4 млн т CO₂-экв. в год с 2026 г. [6].

Saneg по итогам первого этапа LDAR-программы с применением БПЛА выявила и отремонтировала около 200 объектов с утечками, сократив выбросы более чем на 83 тыс. т CO₂-экв./год при целевом показателе 410 тыс. т CO₂-экв./год [7]. Кроме того, компания первой в Центральной Азии зарегистрировала программу метановых выбросов для углеродной торговли. Рисунок 4 отражает достигнутые и целевые результаты.

Рис. 4. Достигнутые и целевые показатели сокращения метановых выбросов по компаниям Узбекистана [4; 6; 7]

Выводы

Проведённый анализ свидетельствует о том, что нефтегазовый сектор Узбекистана располагает существенным управленческим резервом, который до сих пор остаётся недостаточно задействованным, — сокращением метановых утечек. Логика «утечка = потеря = убыток» переводит данную задачу из экологической плоскости в сферу операционного и стратегического управления. Вместе с тем масштабирование успешных практик сдерживается рядом системных барьеров.

Первый барьер — финансовые ограничения операторов: по данным Всемирного банка, тарифы на газ в 2022 г. покрывали лишь 43 % себестоимости Uztransgaz [4], что лишает компанию возможности самостоятельно финансировать масштабные ремонтные программы без внешней поддержки. Второй барьер — информационный разрыв: ни одна из евразийских стран, включая Узбекистан, не ввела обязательных целевых показателей по сокращению метана [3], что означает отсутствие системного мониторинга и верификации данных. Третий барьер — управленческая культура: восприятие метановых утечек как «технической нормы», а не как управляемых потерь, остаётся значимым нефинансовым препятствием.

В сложившихся условиях стратегический курс должен включать несколько взаимосвязанных направлений. Прежде всего необходима тарифная реформа в газовой отрасли, которая создаст финансовую основу для самостоятельного инвестирования операторов в устранение утечек. Параллельно требуется введение обязательного MRV-мониторинга метановых выбросов на уровне отраслевого стандарта — это позволит сократить информационный разрыв и сформирует доказательную базу для привлечения международного «зелёного» финансирования. Наконец, распространение практик LDAR на всю отрасль — с опорой на уже накопленный опыт Saneg и Uztransgaz — обеспечит переход от точечных решений к системному управлению метановыми выбросами.

Литература:

1. Обновлённый определяемый на национальном уровне вклад Республики Узбекистан / Uzbekistan Updated Nationally Determined Contribution. — Ташкент, 2021. — URL: https://unfccc.int/sites/default/files/NDC/2022–06/Uzbekistan_Updated %20NDC_2021_RU.pdf (Дата обращения: 10.05.202).
2. Третий национально определяемый вклад Республики Узбекистан / Uzbekistan Third Nationally Determined Contribution. — Ташкент: Министерство экологии, охраны окружающей среды и изменения климата Республики Узбекистан, 2025. — URL: https://unfccc.int/sites/default/files/2025–11/Uzbekistan %20Third %20NDC %20rus.pdf — (Дата обращения: 10.05.202).
3. Международное энергетическое агентство. Глобальный мониторинг метана 2025 / IEA. Global Methane Tracker 2025. — Париж: International Energy Agency, 2025. — URL: https://www.iea.org/reports/global-methane-tracker-2025 — (Дата обращения: 10.05.202).
4. Всемирный банк. Документ по оценке проекта: механизм ремонта утечек газа в Узбекистане / World Bank. Project Appraisal Document: Uzbekistan Gas Leak Repair Facility (P508941). — Вашингтон: World Bank Group, 2025.
5. МГЭИК. Уточнение 2019 г. к Руководящим принципам МГЭИК 2006 г. Том 2, глава 4: Фугитивные выбросы / IPCC. 2019 Refinement to the 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories. Vol. 2, Ch. 4: Fugitive Emissions. — Женева: IPCC, 2019.
6. АО «Узбекнефтегаз». Стратегия трансформации. — Ташкент, 2025. — URL: https://webdev.ung.uz/media/allfiles/files/f4af3c388f554abea7fe83dc8989b221.pdf — (Дата обращения: 10.05.202).
7. Saneg. Saneg — первая компания Центральной Азии, зарегистрировавшая программу метановых выбросов для торговли. — 2024. — URL: https://www.saneg.com/publications/273 — (Дата обращения: 10.05.202).