ZRF by 2030
Отказ от рутинного, не аварийного сжигания к 2030.
36 правительств · 60 нефтяных компанийГде провал: до дедлайна 4 года, разрыв между траекторией и целью растёт.
Факельный газ · скрининг решений
Что делать с газом, который сейчас горит в факеле.
Параметры факела на входе — три типовых решения на выходе, с экономикой и условиями, при которых каждое не работает.
Считать по своему факелу
Скрининг, не ТЭО. Без вендоров и продаж.
167млрд м³ сожжено в 2025 году
429Мт CO₂-экв. выбросов, вместе с невыжженным метаном
83%мирового факела дают девять стран
01
Проблема
167
млрд м³ сожжено в 2025 году; 157 в 2024-м. +6% за год.
429
Мт CO₂-экв., включая 50 Мт невыжженного метана.
~$54
млрд — стоимость сожжённого газа: около трёх четвертей стоимости прекращения рутинного сжигания.
83%
мирового факела — девять стран при 46% добычи нефти.
5,4
м³/баррель — интенсивность почти не меняется 15 лет.
Третий год роста подряд, максимум с 2019 года. С 2012 года сожжено более 2,2 трлн м³. 429 Мт — около 1,1% мировой энергетической эмиссии CO₂ (37,8 Гт, IEA).
Девять стран: Россия, Иран, Ирак, Венесуэла, Мексика, Ливия, Алжир, Нигерия, США. Россия: 18% мирового факела, +9% за 2025 при неизменной добыче. США: −7% после запуска Matterhorn Express; Казахстан: −16%.
млрд м³
02
Инициативы
GFMR · World Bank
Партнёрство Всемирного банка: гранты и техническая помощь.
Охват: международное партнёрство; число участников здесь не заявлено.Где провал: помощь сама по себе не подтверждает сбыт и готовность проекта.
Global Methane Pledge
Цель: −30% метана к 2030 от уровня 2020.
159 странГде провал: коллективная цель не гарантирует сокращения на конкретном факеле.
OGCI Aiming for Zero
Добровольное обязательство нефтегазовых компаний по метану.
Охват: нефтегазовые компании; число не заявлено.Где провал: добровольное обязательство не заменяет измерения и проверку.
03
Три способа монетизировать факельный газ
Один и тот же объём газа даёт разные продукты, разные капитальные затраты и разные условия отказа. Ниже — механика каждого маршрута, цифры модели и то, что решает исход.
03.1 · труба
Компримирование в трубу
Самый короткий путь к деньгам: газ не перерабатывается, а подаётся в существующую сеть или на установку подготовки. Модель считает DN150: $80 тыс. на километр плюс $0,9 млн на компрессорную станцию, OPEX $6 на тысячу кубометров поданного газа.
Всё решает приёмный пункт. После 80 км скрининг закрывает маршрут: CAPEX растёт с расстоянием, а цена на входе — нет. Если точку сдачи и качество газа не подтвердили, труба остаётся условной экономикой даже при лучшем NPV.
- CAPEX$80 тыс./км + $0,9 млн
- OPEX$6 / тыс. м³
- Предел модели80 км
CAPEX, млн $ · расстояние, км
03.2 · метанол
Метанол из попутного газа
Газ превращается в жидкий продукт, который можно возить: выход 1,5 тонны метанола на тонну метана. CAPEX — около $1 500 на тонну годовой мощности, OPEX — $170 на тонну плюс $600 тыс. постоянных в год.
Экономика держится на цене продукта. При $580/т установка на 21 тыс. т/год проходит скрининг, при $300/т — нет. Малый дебит закрывает маршрут раньше цены: удельный CAPEX растёт, когда мощность падает.
- Выход1,5 т / т CH₄
- CAPEX$1 500 / (т/год)
- OPEX$170/т + $600 тыс.
т продукта на т CH₄
- Сераяприродный газ
- Бурая / чёрнаяуголь
- Голубаягаз + улавливание CO₂
- Био-биомасса, биогаз
- Зелёнаявозобновляемый H₂ + CO₂
03.3 · электроэнергия
Выработка электроэнергии
Генерация на месте для месторождения или посёлка: энергия метана 9,94 кВт·ч на кубометр, КПД 38 %, собственные нужды 10 %, готовность 95 %.
CAPEX $1 500–3 000 на установленный кВт, в модели $2 250; OPEX $0,012/кВт·ч. При нулевой цене электроэнергии маршрут не считается: продавать некому.
- CAPEX$1 500–3 000 / кВт
- OPEX$0,012 / кВт·ч
- Условиепостоянный потребитель
% от энергии газа
- Цвет говорит об углеродном следе, а не о чистоте: серая — из природного газа, бурая и чёрная — из угля, голубая — с улавливанием CO₂, био- — из биомассы и биогаза, зелёная — из возобновляемого водорода и CO₂.
- Метанол из факельного газа — серый. Зелёная премия не появляется, пока водород и CO₂ не возобновляемые и не сертифицированы как RFNBO (ISCC EU).
- Качество — отдельная шкала: IMPCA требует чистоты 99,85 % и воды не более 0,100 %; судовое топливо описано в ISO 6583:2024 марками MMA (строже всех), MMB (уровень IMPCA) и MMC (расширенные допуски).
- Спрос двигает регулирование, а не экология: с 2025 года FuelEU Maritime считает углеродный след топлива, штраф — €2 400 за тонну VLSFO-эквивалента, множитель для RFNBO ×2 до 2033 года.
- Цена 2026 года: серая $300–600/т, био- $800–1 300/т, e-метанол $1 400–2 200/т. Разрыв между ними и есть зелёная премия.
Градации метанола и рынок
04
Скрининг
Ввод в метрических единицах: 1 тыс. м³/сут ≈ 35,3 тыс. фут³/сут.
Компримирование в трубу
Компримирование и подача газа в существующую сеть или на установку подготовки.
Метанол из попутного газа
Модульная установка рядом с факелом: газ превращается в жидкий продукт, который можно возить.
Выработка электроэнергии
Генерация на месте для месторождения или посёлка. Работает только при постоянном потребителе.
Постоянные годовые потоки, без графика строительства, инфляции и структуры финансирования. Для решения нужен FEED.
05
Метод и ограничения
Что заложено в расчёт, откуда цифры и где скрининг ошибается.
Где скрининг врёт
- Постоянный поток. В модели одинаковый годовой поток. Реальный график падает в первые годы и зависит от загрузки установки.
- Налог на EBITDA. Амортизация и инвестиционный вычет не учтены: налог считается с полной операционной прибыли, поэтому NPV скорее занижен, чем завышен.
- Цены взяты из референсной модели. Метанол $580/т — фаза 1 референсной модели, рынок в 2025 году был $300–700/т.
- Газ на факеле — не однородный поток. Состав, давление и сезонность меняются; для установки это главный источник перерасхода CAPEX.
Что заложено в расчёт
Газ и CO₂
Объём газа за год из суточного расхода. Метан — доля от объёма, плотность 0,717 кг/Нм³ при 0 °C и 101,325 кПа. CO₂ от полного окисления CH₄ — 2,75 т на тонну метана, не предотвращённые выбросы.
Метанол
Метанол: выход 1,5 т/т суммарного CH₄ (сырьё + топливо); чувствительность 1,2–1,8 против стехиометрического предела 2,0. Остаток газа инертен, C₂+ не учтены. Выпуск учитывает готовность 95 % и график факела; проектная мощность — расход 24 ч/сут. model.xlsx Assumptions: $1 500/(т/год) при 21 000 т/год, $170/т + $600 000/год. Ниже базы CAPEX масштабируется степенью 0,8 (неподтверждённая чувствительность 0,6–1,0); выше — линейно. Требуются баланс и EPC-котировка.
Электроэнергия
Энергия: НТС CH₄ 9,94 кВт·ч/Нм³, остаток инертен. КПД 38 % (диапазон 30–42 %), нужды 10 %, готовность 95 %. CAPEX $1 500–3 000/кВт gross, база $2 250/кВт — инженерное допущение, не котировка; $900 — только оборудование. OPEX $0,012/кВт·ч не включает гарантированно всю подготовку газа. Мощность net по проектному расходу, энергия — по графику и готовности.
Труба
$80 тыс. на км DN150 плюс $0,9 млн на компрессорную станцию, OPEX $6 на 1 000 м³ поданного газа.
Числовые входы: model.xlsx, Assumptions, июнь 2025; инженерные диапазоны — PLAN.md и независимый аудит. Модель содержит дефектные формулы и смешанные периоды; её NPV/IRR не подтверждены. Требуются FEED, баланс и котировки.