Сможет ли Минэкономразвития адаптировать Россию к "углеродному феодализму"?

В России формируется рынок торговли углеродными единицами и устанавливаются правила легитимации климатических проектов, однако вопрос их признания и даже спроса на мировом рынке все еще остается открытым.
В Минэкономики подготовили пакет документов для запуска в России рынка углеродных единиц. В нем присутствует проект постановления правительства о назначении "Национального расчетного депозитария" (НРД) оператором реестра углеродных единиц. В Минэкономразвития считают, что НРД подходит для этой задачи благодаря своему опыту в операциях с финансовыми активами, а также его готовности "создать и вести реестр углеродных единиц за счет собственных средств и ресурсов".
В инициативе Минэкономики чувствуется спешка. В ведомстве планируют начать аккредитацию организаций РФ, которые смогут подтверждать данные о выбросах ПГ до 1 января 2022 года, хотя изначально предполагалось, что компании могут подать соответствующее заявление только с начала нового года.
В Минэкономразвития это оправдывают подготовкой Евросоюза к введению "налога" на углеродный след, который обяжет импортеров ЕС (цемента, удобрений, электроэнергии, железа, стали и алюминия) с 2023 года сдавать отчетность с верифицированной информацией об углеродоемкости ввозимой в Европу продукции, а с 2026 года — покупать сертификаты на право ввоза в ЕС. По оценке Минэкономразвития, для российских экспортеров потери от подобного нововведения составят примерно €50,6 млрд до 2030 года.
Есть предпосылки для расширения механизма пограничной углеродной корректировки (CBAM) ЕС и на компании из других отраслей. В Еврокомиссии (ЕК) пока не говорят, станет ли применяться углеродный налог к импорту нефти и газа после 2023 года. Весной 2021 года на сайте ЕК сообщали, что к июню комиссия представит законодательные предложения по расширению полномочий Системы торговли выбросами Евросоюза (EU ETS) на различные сферы деятельности. В итоге нефтегазовый сектор все же не попал в эту категорию.
Однако желание ЕК расширять спектр применения CBAM на новые отрасли говорит о том, что подобный механизм в будущем может быть использован для обложения налогом импортируемых Европой углеводородов, включая российскую нефть и газ.
Неудивительно, что в Минэкономразвития РФ спешат создать механизмы, верифицирующие углеродные единицы у российских предприятий и, по сути, легитимировать их на международном уровне.
Согласно опубликованному российским ведомством проекту, углеродные единицы должны выпускаться при сокращении компаниями выбросов в РФ ниже выделенных им квот и могут быть проданы или переданы компаниям, выбросы которых превышают квоты и "зачтены" им при оценке их негативного воздействия на окружающую среду.
Напомним, объем максимальных квот в России будет определяться законом об ограничении выбросов ПГ, который в этом году одобрил Владимир Путин. Он начнет действовать с 1 января 2022 года. Юридические лица и ИП, у которых уровень выбросов СО2 более 150 тыс. т/год, должны сдавать углеродную отчетность, начиная с 1 января 2023 года (отчет за 2022 год), а с 1 января 2025 года (отчет за 2024 год) — компании, у которых объем выбросов от 50 тыс. т/год.
Пока непонятно, как именно будет осуществляться подсчет выбросов. Специалистов, готовых в частном порядке определять эти показатели для каждой компании в РФ, попросту не хватит. В этом случае логично было бы использовать опыт ЕС, где одним из критериев для подсчета выбросов используются показатели мощности — энергетической или производственной. Если компания владеет энергообъектом с установленной мощностью, скажем, 20 МВт или более, она должна сдавать отчетность о выбросах, а если менее, то не должна.
Чтобы контролировать валидность единиц сокращений выбросов, Минэкономразвития предлагает "внести в закон норму о верификации данных о них в отчетах о выбросах ПГ или о результатах климатических проектов". Такая легитимация углеродных единиц в России должна проводиться неаффилированными с компаниями (желающими получить эти углеродные единицы) юрлицами, которые аккредитованы в национальной системе аккредитации.
Отдельно стоит выделить климатические проекты, о которых сказано в документе Минэкономразвития. Они должны компенсировать выбросы ПГ производимые компанией, позволив юрлицу получить на свой счет углеродные единицы, которые можно использовать позже или продать.
Среди официальных задач климатических проектов в РФ следует особо выделить:
Формирование правовых условий, необходимых для реализации климатических проектов по добровольным международным и национальным стандартам, а также для использования международных механизмов (очевидно, тут цель — получить от других стран признание углеродных единиц в России);
Создание условий для привлечения инвестиций в реализацию климатических проектов и обращение углеродных единиц (для этого Минэкономразвития предлагает внести поправки в Налоговый кодекс: разрешить вычет входного НДС для реализации, верификации климатического проекта; освободить от НДФЛ доходы от обращения углеродных единиц; в налоговой базе по налогу на прибыль учитывать расходы, возникающие в процессе реализации климатических проектов и не включать в нее доходы от выпуска, зачета и продажи углеродных единиц.
Инициатива с послаблением налогов действительно актуальна, но с международным признанием есть проблемы. Пока непонятно, какие в России должны быть сформированы "правовые условия", чтобы, скажем, в Европе их приняли для верификации углеродных единиц у российских компаний, экспортирующих свою продукцию в ЕС.
В документе Минэкономики говорится, что при формировании российской системы климатических проектов должно быть обеспечено исключение двойного учета результатов климатического проекта, реализованного на территории РФ. Но где гарантии, что наднациональные структуры ЕС согласятся создать механизм, который должен синхронизировать свою деятельность с "Национальным расчетным депозитарием", который отвечает за верификацию углеродных единиц в России?
К примеру, компания из РФ реализовала климатический проект и получила за это определенное количество углеродных единиц. Она продала свой товар в Европу и, чтобы не тратиться на CBAM, "прикрепила" к нему эти единицы, выданные в РФ. Как европейскому потребителю или таможне это проверить, если в ЕС не будет структуры, которая регулярно обменивается данными с НРД?
"В мире есть много разных стандартов, определяющих подсчет выбросов и получение компаниями углеродных единиц. Говорить о каком-то едином подходе пока не приходится. Но при этом все же есть некоторые базовые требования, среди которых — дополнительность климатического проекта. Проще говоря, не каждый проект можно считать климатическим, даже если он повышает энергоэффективность или утилизирует какую-то часть выбросов", — говорит эксперт Международного центра устойчивого энергетического развития под эгидой ЮНЕСКО, гендиректор компании "КарбонЛаб" Михаил Юлкин.
Нефтегазовая компания в любом случае реализовала бы (даже без принуждения к сокращению выбросов) определенный проект, уменьшающий выбросы в атмосферу, поскольку новое оборудование позволяет сократить стоимость конечного продукта или удешевить добычу (использование, а не сжигание попутного газа, к примеру). Проект и так был бы реализован, поскольку коммерчески выгоден. На практике будет крайне сложно отличить его от климатического проекта, первоочередная цель которого — уменьшение выбросов ПГ, а не оптимизация производства с возможной пользой для экологии. Увы, такой инструмент в России пока не проработан, констатирует эксперт.
У нас еще нет четкой методологии, которая рассчитывает базовую линию климатических проектов, чтобы выйти на рынок углеродных единиц других стран, в том числе и европейских. И тут мы подходим к проблеме спроса. Есть компании (Gold Standard, Verra, Plan Vivo), которые занимаются оценкой добровольной декарбонизации и подтверждением выдачи углеродных единиц компаниям из разных стран уже несколько лет. У них есть своя методика определения дополнительности климатических проектов, поэтому многие компании, включая нефтегазовые, все чаще пользуются их услугами. Но у нас такой методики нет, а значит, нет доверия и гарантий, что наши сертификаты будут одобрены в других частях света. Кто тогда будет покупать углеродные единицы в РФ и кому они нужны, задается вопросом гендиректор компании "КарбонЛаб".
Надо признать, что углеродная единица — это, в первую очередь, товар, а потом уже экологическая составляющая. Любой товар должен быть конкурентоспособен, но в РФ его таким еще не сделали.
"Есть одна схема, сторонником которой я не являюсь, но признаю, что в ней есть определенная логика. Можно ввести в РФ не слишком жесткую, но массовую систему выплат за выбросы ПГ.
Есть отрасль нефтегаза, которая за год произвела определенное количество выбросов СО2. Предположим на секунду, что правительство попросило заплатить за это либо штраф либо купить по символической цене углеродные единицы, компенсирующие весь объем этих выбросов. В таком случае компании начнут действительно вкладывать в климатические проекты и ВИЭ, а не заниматься популизмом, оптимизируя свое производство и добычу, прикрывая все это якобы курсом на декарбонизацию", — считает эксперт.
Михаил Юлкин также подчеркнул, что подобная стратегия может создать опасность роста инфляции в стране и несет в себе другие риски. Но определенная логика в такой модели есть, поскольку тогда углеродные единицы были бы по-настоящему качественными, следовательно, с большой вероятностью с ними считались бы во всем мире. Есть и другие способы достичь такой цели, возможно, и без риска инфляции, но они пока в проекте Минэкономики не фигурируют.
У России в отличие от Китая, Швейцарии, Норвегии, Великобритании или Южной Кореи нет договоренностей по синхронизации с европейской ETS. Впрочем, даже если РФ удастся повысить "качество товара" (добиться максимального признания своих углеродных единиц), все равно проблема синхронизации останется. Кстати, она становится актуальной не только для России, но и для других стран.
В Китае, когда в июле 2021 года начала работу национальная ETS, стоимость права на эмиссию 1 т углерода составила около $8, а в Европе средняя стоимость за первую половину 2021 года — чуть менее $40, причем в сентябре она выросла до $70 за 1 т. Как в таких условиях Европа должна засчитывать углеродные единицы, "прикрепленные" к товарам из КНР, при работающем CBAM? Заставлять экспортеров из Поднебесной платить разницу в цене за углеродную единицу? Очевидно, для этого нужны международные договоренности, которых пока что нет. То же самое касается и взаимодействия с другими системами, которых в мире становится все больше. Сегодня действует 27 региональных, национальных и субнациональных рынка по торговле квотами на выбросы, плюс, еще 9 стран, включая Россию, которые вскоре могут запустить свою ETS.
Некоторые уже действующие системы, причем даже региональные, явно не стремятся к компромиссу с компаниями, экспортирующими свою продукцию. К примеру, штат Калифорния и провинция Квебек создали свою локальную ETS, а также механизм, не пускающий даже энергоносители из других штатов, если они при производстве и транспортировке не соответствуют их экологическим нормам. Принцип весьма простой: хотите нам что-то продать, а товар не соответствует нашим "зеленым" требованиям? Тогда платите квоту, и мы пустим вас на свою территорию.
Если же говорить о национальных системах торговли углеродными единицами, то они все находятся под госконтролем. Разумеется, если правительство хочет определять "правила игры" на своем рынке квот, оно не позволит, чтобы кто-то из-за рубежа мог прямо влиять на ценообразование внутри его ETS. Все это объективно будет стимулировать в мире "углеродный феодализм", где каждая система станет отгораживаться от внешнего влияния и от сотрудничества с другими ETS.
В итоге проект Минэкономики РФ, хоть и затронул многие нерешенные вопросы касательно торговли и верификации углеродных единиц, все же конкретную цифру такого "продукта", не обозначил. Известно лишь, что ставка оплаты за обеспечение работы регистра и реестра углеродных единиц, будет назначаться ФАС (IV раздел, 10 пункт проекта Минэкономики). В ETS Китая в июле 1 тонна выбросов стоила около $8, в Европе (в сентябре) — примерно $70, а вот к каким расходам готовиться российским компаниям — непонятно.
Однако уже точно можно сказать, что появятся расходы на подсчет углеродоемкости ИП и юрлиц. При этом варьироваться такие траты могут довольно сильно, ведь пока не ясно, как именно надо вести подсчет. Если он будет выполняться по европейскому шаблону (превышены рамки по объемам энергозатрат или созданной продукции — предприятие платит за превышение нормы по выбросам), то это не слишком критические расходы для предприятия.
Но в документе Минэкономразвития говорится, что "выдача заключений о детерминации проекта и о верификации отчета осуществляется экспертной организацией", т. е. возможно, что единого шаблона для всех не будет, ведь компания вынуждена нанимать аудиторскую организацию (IV раздел, 9 пункт проекта). В таком случае вопрос затрат может стать более острым. Чтобы действительно правильно рассчитать объем выбросов, скажем, сталелитейного завода, нужен специалист не только по экологии, но и разбирающийся в металлопрокате, понимающий, как именно работает доменная печь, где и какое оборудование на заводе выбрасывает вредные вещества, причем не сразу, а даже после производства определенного объема продукции.
Таких специалистов потребуется много и понадобятся они, учитывая сроки в проекте Минэкономразвития, всем и сразу.
Многие нефтегазовые компании, хоть их продукция пока и не попадает под действие CBAM в Европе и аналогичных сборов в Азии, уже сегодня пытаются декарбонизировать свой экспорт.
В марте 2020 года "Газпром" экспортировал в Великобританию на терминал Dragon СПГ с нулевым выбросом углерода (за счет покупки компенсаций и соответствующих сертификатов от Verra, штаб-квартира которой расположена в Вашингтоне). Покупателем тогда выступила Shell. Кстати, уже в июне эта компания и сама отправила СПГ с "нулевым углеродным следом" японской Astomos Energy Corporation. "Зеленым" такой СПГ стал благодаря сертификатам сокращения выбросов из глобального портфеля природоохранных проектов Shell.
В июле 2021-го BP осуществила похожую сделку с "зеленым" СПГ, отправив его на терминал Energia Costa Azul в Мексике. В сентябре этого года BP продала углеродно-нейтральный СПГ уже в Азию — тайваньской CPC Corporation.
В "игру" готов включается и Катар. В феврале 2021 года гендиректор Qatar Petroleum, описывая детали постройки крупнейшего в мире завода по производству СПГ, уверял, что к 2025 году при производстве энергоносителя будет улавливаться более 5 млн т CO2 в год. Впрочем, позже сроки и некоторые показатели изменились, однако проектом продолжают заниматься.
По словам директора Института национальной энергетики Сергея Правосудова, кроме ЕС конкретную дату с вводом трансграничного углеродного налога пока никто из стран не назвал. В ближайшей перспективе большая часть "экологически чистого" СПГ будет идти именно на европейский рынок. Крупнейшие нефтегазовые компании либо адаптируются к такому рынку, либо уйдут на другие. При этом именно у европейских корпораций выбор будет больше в пользу первого варианта, поскольку они территориально расположены в Старом Свете, а значит, им из-за местных законов придется подстраиваться под ESG-повестку.
"На данном этапе сделать СПГ „зеленым" с помощью сертификатов, подтверждающих расходы на компенсацию за выбросы ПГ, сейчас проще и быстрее, чем разрабатывать и устанавливать оборудование, которое действительно снижает выбросы при добыче, переработке и транспортировке газа.
Это значит, что на европейском рынке у Катара с его наименьшими затратами при добыче газа есть больше всего шансов адаптироваться к условиям, когда нужно продавать именно углеродно-нейтральный СПГ. Австралии будет намного тяжелее, чем США и другим поставщикам. Россия в этом плане будет где-то в середине списка основных поставщиков в ЕС. Но в целом, ситуация еще может измениться, поскольку все эти законы и рынки углеродных единиц еще только формируются", — заключил эксперт.