Рынок попутного нефтяного газа: масштаб ресурса, направления монетизации и перспективы развития
Мировой рынок попутного нефтяного газа характеризуется внутренним противоречием: этот ресурс одновременно является крупнейшим источником ценного углеводородного сырья и одним из самых значительных источников техногенных выбросов. В 2025 году, несмотря на климатическую повестку и развитие технологий, объем факельного сжигания достиг 166,6 млрд кубометров, максимума за последние годы.
Попутный нефтяной газ (ПНГ) поступает на поверхность вместе с нефтью, поэтому его предложение определяется геологией залежи, профилем нефтедобычи и стадией разработки месторождения. В отличие от природного газа, ПНГ редко становится стандартизированным товаром в исходном виде. До продажи его необходимо собрать, подготовить, переработать или преобразовать в энергию.
Единого актуального ряда по мировой добыче ПНГ нет, национальные системы по-разному учитывают газ, использованный на промысле, закачанный в пласт, переданный на переработку, сожжённый или рассеянный. Наиболее полный мировой баланс опубликован Международным энергетическим агентством за 2019 г. как структурный ориентир на перспективу. Динамику нереализованной монетизации лучше анализировать по сопоставимому спутниковому ряду факельного сжигания Всемирного банка.
По оценке МЭА в 2019 г. мировой объём газа, добытого совместно с нефтью, составил 934,5 млрд м³. Из него 576,8 млрд м³, или 61,7%, поступило на рынок после подготовки; 151,6 млрд м³, или 16,2%, было использовано на промыслах либо закачано обратно в пласт. На факельное сжигание пришлось 150,0 млрд м³, на рассеивание и неорганизованные выбросы - 56,1 млрд м³. В сумме полезное использование достигало 77,9 млрд м³ что представлено на рисунке 1.
Баланс показывает, что экономический потенциал ПНГ шире объёма факельного сжигания. Основная часть ресурса уже встроена в газопереработку, энергоснабжение промыслов и технологические операции. Вместе с тем свыше 200 млрд м³ в 2019 г. относилось к факельному сжиганию, рассеиванию и утечкам.
Пересмотренный Всемирным банком спутниковый ряд показывает рост мирового факельного сжигания со 143,7 млрд м³ в 2012 г. до 173,6 млрд м³ в 2019 г. После снижения в 2020-2022 гг. показатель снова перешёл к росту и достиг 166,6 млрд м³ в 2025 г., что на 16,2% выше уровня 2022 г., но примерно на 4% ниже пересчитанного максимума 2019 г. (рисунок 2).
Всемирного банка
В 2025 г. факельное сжигание увеличилось примерно на 6%, тогда как мировая добыча нефти - на 3,3%; интенсивность сжигания в расчёте на единицу добычи выросла на 2,7%. Стоимость утраченного газа Всемирный банк оценил в 54 млрд долл.
Проблема географически концентрирована. В 2025 г. девять крупнейших стран сформировали 82,7% мирового факельного сжигания, а Россия, Иран и Ирак вместе - 50,6%. Их объёмы составили соответственно 30,3, 29,9 и 24,1 млрд м³. Такая концентрация облегчает поиск зон инвестиционного спроса, но одновременно подчёркивает ключевые барьеры: расстояние до инфраструктуры, ограниченный доступ к капиталу, слабую платёжеспособность локального рынка и короткий остаточный срок разработки части активов.
По данным Росстата, в 2024 г. объём ПНГ, учтённый вне факельного сжигания, составил 106,0 млрд м³, а на факельных установках было сожжено 23,5 млрд м³. В 2025 г. первый показатель снизился на 4,2%, до 101,6 млрд м³, тогда как сжигание выросло на 6,8%, до 25,1 млрд м³. Простое отношение объёма вне факела к сумме двух потоков сократилось с 81,9 до 80,2%.
Спутниковая оценка Всемирного банка для России - 30,3 млрд м³ в 2025 г. выше национальной статистики. Росстат опирается на отчётность предприятий, а международный подход - на наблюдаемое тепловое излучение факельных объектов; различаются также охват и определения.
Одновременное снижение расчётного валового потока и рост сжигания показывает, что динамику нельзя объяснить только изменением нефтедобычи. В зрелых кластерах действуют системы сбора и крупные газоперерабатывающие предприятия; мощности СИБУРа, например, перерабатывают более 20 млрд м³ ПНГ в год. На удалённых и новых месторождениях та же капиталоёмкая схема может не окупаться из-за небольшого дебита, расстояния до потребителя или быстрого снижения добычи.
Выбор технологической схемы утилизации попутного газа не является функцией исключительно валового объема добычи. Определяющим фактором выступает совокупная экономическая эффективность всей производственной цепочки с учетом дисконтирования. Ключевыми переменными здесь служат начальный дебит и кривая падения добычи, фракционный состав сырья, логистическое плечо до существующей инфраструктуры, доступный бэклог по мощности перерабатывающих мощностей, прогнозируемый жизненный цикл актива и стоимость привлеченного капитала. Исходя из этого, устойчивый и высокодебитный поток экономически тяготеет к централизованным газоперерабатывающим заводам с низкой удельной операционкой, тогда как низкодебитные активы или скважины с быстрой регрессией продуктивности объективно требуют модульных, либо обратимых (реверсивных) решений, минимизирующих капекс и риски "замораживания" средств.
Из таблицы видно, что централизованная газопереработка остаётся базовой промышленной моделью: после подготовки ПНГ разделяется на сухой отбензиненный газ, широкую фракцию лёгких углеводородов и стабильный газовый бензин. Её преимущество раскрывается в кластерной конфигурации, когда несколько месторождений обеспечивают длительную загрузку общей инфраструктуры. Локальная генерация создаёт эффект главным образом через предотвращённые затраты, а закачка в пласт - через дополнительную нефтедобычу и сохранение ресурса. Малотоннажные и мобильные решения дают гибкость, но требуют заранее подтверждённого спроса.
С 1 сентября 2025 г. в России действуют правила расчёта платы за выбросы при факельном сжигании и рассеивании ПНГ. В расчёте используется предельное значение 5% добытого газа; при превышении применяется дополнительный коэффициент 25, а при отсутствии отвечающих требованиям средств измерения - коэффициент 120. Это множители к ставкам платы, а не самостоятельные штрафы или безусловный запрет на сжигание. Капитальные вложения в сбор, переработку, генерацию и закачку ПНГ могут учитываться при расчёте платежей.
Энергетическая стратегия России предусматривает повышение коэффициента полезного использования ПНГ с 82% в базовом 2023 г. до 87% в 2030 г., 91% в 2036 г. и 95% к 2050 г. Это стратегические ориентиры, а не гарантированный прогноз. Если условно сохранить расчётный валовой поток 2025 г., достижение 87% потребовало бы вовлечь в полезное использование дополнительно около 8,6 млрд м³ в год. Сценарий показывает возможный масштаб спроса на газосборную инфраструктуру, распределённую генерацию и модульную переработку.
Как отмечает доктор экономических наук, профессор, заведующий Кафедрой отраслевых рынков Факультета экономики и бизнеса Финансового университета при Правительстве Российской Федерации А.В. Шаркова, на горизонте ближайших лет рынок будет развиваться по двум траекториям. В сформированных нефтедобывающих кластерах сохранится централизованный сбор с загрузкой крупных газоперерабатывающих мощностей. На удалённых, малых и зрелых активах будет расти роль распределённой генерации, закачки в пласт, малотоннажной переработки и мобильных потребителей.
Рост факельного сжигания в 2023-2025 гг. подтверждает, что технологической готовности недостаточно без инфраструктуры, капитала и устойчивого потребителя. Как отмечает Екатерина Петухова, доцент кафедры отраслевых рынков Финансового университета при Правительстве РФ, наиболее перспективны решения, которые соотносят инвестиционный горизонт со сроком жизни месторождения: крупные кластеры - для глубокой переработки, удалённые активы - для модульных и обратимых схем.