Сергей ЛЕВКОВИЧ
Доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, к. т. н., Тюменский индустриальный университет, слушатель программы DPA Президентской академии (РАНХиГС)
Е-mail: levkovichsv@tyuiu.ru

Андрей КОПЫТОВ
Директор автономного учреждения Ханты-Мансийского автономного округа – Югры «Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В. И. Шпильмана», к. т. н.
Е-mail: agkopytov@mail.ru

Ирина ОСИНОВСКАЯ
Доцент кафедры менеджмента в отраслях топливно-энергетического комплекса, к. э. н., Тюменский индустриальный университет
Е-mail: osinovskaya79@mail.ru

Введение

В настоящее время роль нефтегазового сектора в экономике страны по-прежнему остается достаточно высокой, что подтверждается динамикой уровня налоговых поступлений в бюджет государства. Так, по итогам 2024 г. нефтегазовые доходы федерального бюджета составили 11,13 трлн руб. [1]. Формирование бюджетных поступлений от нефтегазового сектора происходит за счет налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), налога на дополнительный доход (НДД), а также экспортных пошлин. При этом основная часть поступлений приходится на НДПИ: в 2022 г. они составили 71,7% всех нефтегазовых доходов (без учета расходов на выплаты по обратному акцизу), в 2023 г. этот показатель увеличился до 80,7% [2].

Сохранение тенденции относительно высокой роли нефтегазового сектора в пополнении федерального бюджета будет носить долгосрочный характер, что отражено в Энергетической стратегии РФ на период до 2050 г. [3]. Это предопределяет актуальность вопросов, связанных с добросовестным соблюдением недропользователями всех требований и условий лицензионных соглашений, согласно которым они имеют право на осуществление разработки участков недр.

В данном направлении существует ряд достаточно острых проблем, которые требуют оперативного решения. Объектом исследования является Ханты-­Мансийский автономный округ – Югра (ХМАО – Югра), на территории которого действует 14% от общего количества выданных в РФ лицензий на право пользования недрами с целью поиска, геологического изучения и добычи УВС. В целом на ВИНК, осуществляющих деятельность на территории округа, приходится 462 лицензии на нефтяные участки, НР (совмещенная: поиск – геологическое изучение – разведка – добыча), НП (поисковая с правом пролонгации в НР в случае открытия месторождения или залежи), а независимые недропользователи имеют 115 разрешений на право пользования недрами. При этом по типу лицензий они обладают 11% – на добычу УВС, 17% – разведочными и 47% – поисковыми, что говорит об их достаточно активной лицензионной деятельности. В настоящее время первоочередной задачей для предприятий топливно-­энергетического комплекса Ханты-­Мансийского автономного округа – Югры является поддержание добычи нефти на уровне 205–215 млн т в год [4–5].

По состоянию на 01.01.2025 г. на территории ХМАО – Югры действует 579 лицензий на право пользования недрами. Из них [6]:
– лицензии на добычу нефти и газа (НЭ) – 273 лицензии;
– лицензии на геологическое изучение, поиск, разведку и добычу (НР) – 183 лицензии;
– лицензии на геологическое изучение с целью поисков и оценки углеводородного сырья (НП) – 120 лицензий;
– лицензии на разработку технологий геологического изучения, разведки и добычи трудноизвлекаемых полезных ископаемых, разведку и добычу таких полезных ископаемых (НТ) – 2 лицензии;
– лицензии на эксплуатацию подземного хранилища газа (ПЭ) – 1 лицензия.
Динамика количества лицензий на право пользования недр ХМАО – Югры представлена на рис. 1.

Ханты-­Мансийский автономный округ выступает главным нефтедобывающим регионом России, обеспечивая примерно 40% от общего объема добычи по стране. Доходы от нефтедобычи составляют свыше 70% регионального бюджета. В Югре в 2022 г. объем добычи составил 223,1 млн т, что на 3,4% превышает уровень 2021 г. [7].

Методики исследования

Исследование опирается на ретроспективный анализ достаточно большого объема информации об исполнении недропользователями требований проектных документов на разработку месторождений углеводородов, начиная с 2008 г., а также на системный анализ статистической информации, размещенной на официальном сайте Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации. Статистический анализ информации позволил выявить сформировавшиеся тренды в области отклонений количества фактически пробуренных скважин от утвержденных в проектных документах и сделать долгосрочные прогнозы на основе их экстраполяции и предположении о сохранении данной тенденции в прогнозном периоде.
Критический анализ публикаций по теме исследования позволил достаточно всесторонне изучить степень проработки исследуемой проблематики в научных трудах отечественных и зарубежных авторов.

Исследование проблем разработки нефтяных месторождений в разных аспектах прослеживается в публикациях представителей академической науки, научно-­исследовательских институтов, аналитических агентств. Экспертные мнения высказывают представители органов власти и бизнес-­среды. Так, в работах Янина А. Н., Янина К. Е., Классен Е. В. рассмотрены экономические аспекты оценки эффективности разработки нефтяных месторождений Западной Сибири, а также направления повышения качества подготовки проектной документации для разработки месторождений. Приведены результаты ретроспективного анализа и прогноз объемов нефтедобычи по России и ХМАО – Югре в 2015–2020 гг. [8]. Взаимодействие между государством и недропользователями в процессе разработки и вывода из эксплуатации нефтегазовых месторождений как важный фактор рационального использования природных ресурсов рассматривается в работе Д. Климова, М. С. Розмана, А. Р. Шахраманьян [9].

Экономические аспекты разработки месторождений углеводородов, а также вопросы государственного регулирования прослеживаются в работах Смоляка С. А., Богаткиной Ю. Г., Еремина Н. А., Сарданашвили О. Н. [10–12]. Технико-­экономические аспекты вынужденного сокращения добычи нефти отражены в работе Вахитова Р. Н., Колесника Е. В., Самсонова Р. О. [13].

Методологическая основа проведения технико-­экономической оценки с учетом конкретных отраслевых аспектов (вероятность оценки подтвержденных запасов, определение основных технологических параметров разработки нефтяного месторождения и т. д.) с применением цифрового инструментария представлена в работе Ильинского А., Афанасьева М., Меткина Д. [14].
Проблемы в области проведения экспертизы проектной документации на проведение геологоразведочных работ на углеводородное сырье, обусловленные отсутствием отдельного нормативного акта, который устанавливал бы последовательность проведения геологоразведочных работ на нефть и газ в Российской Федерации, связанных с изучением нефтегазоносности, геологическим изучением, оценкой, разведкой и разработкой нефтяных и газовых месторождений (залежей) освящаются в работе Тубденова В. Г. [15]. Проектная документация на геологическое изучение недр рассматривается в качестве одного из механизмов государственной разрешительной системы.

В зарубежных публикациях также поднимаются вопросы соблюдения сроков бурения скважин, зафиксированных в документах (договоре аренды), например, работа Herrnstadt E., Kellogg R., Lewis E. [16]. Отдельные аспекты нарушений условий договора или лицензии и возможные последствия для недропользователя рассматриваются в работе Ли Фанг, Н. Амирова, С. Адилгазы на примере практик Китайской Народной Республики и Республики Казахстан [17].

Анализ опубликованных работ по теме исследования показал, что рассматриваемый вопрос в научном сообществе недостаточно полно изучен и представлен, хотя данная проблематика в контексте допустимых отклонений фактической добычи от проектной поднималась еще в 2005 г. А. Н. Яниным [18].

Интересен опыт по разработке классификаторов отступлений от требований нормативных документов нефтегазовой сферы [19], который может быть адаптирован и к вопросам выполнения требований проектных документов при разработке нефтяных месторождений.

Учитывая то, что решение исследуемой проблемы сопряжено с поиском баланса интересов между различными группами от недропользователя, государства до общества в целом, то требуют внимания вопросы, отраженные в работе Хэнсона Э., Нвакиле Ч. и др. [20], связанные с тремя ключевыми принципами: сотрудничество, взаимодействие с заинтересованными сторонами и соответствие нормативным требованиям, которые имеют решающее значение для стимулирования инноваций и достижения операционного успеха в энергетическом секторе.

При проектировании разработки месторождений углеводородного сырья необходимо обеспечить согласование интересов в периметре «недропользователь – государство – общество». В рамках этого процесса решаются задачи проектного управления комплексным освоением месторождения, а именно определение рациональных сроков освоения, выбора оптимального варианта реализации проекта, а также ликвидации объектов на завершающей стадии. Процесс освоения месторождений охватывает десятки лет, сопряжен с влиянием различных факторов как внутренней, так и внешней среды, что предопределяет необходимость постоянного и системного мониторинга за соблюдением интересов всех участников данного процесса в обозначенном периметре.

Обзор ретроспективных и прогнозных результатов исследования

Ретроспективный анализ проектных документов и фактического их исполнения в части ввода скважин в эксплуатацию согласно первоначально выданным лицензиям показал, что в среднем по 70% лицензионных участков ХМАО – Югры происходит переутверждение проектных документов и перенос сроков разбуривания на более поздние.

Результаты исследования на уровне модельного представления ретроспективных и прогнозных данных в части отклонений количества фактически пробуренных скважин от утвержденных в проектных документах отражены на рис. 2.

Согласно данным на рис. 2 видно, что отдельные недропользователи отступают от утвержденного в проектном документе количества ввода новых скважин в эксплуатацию на протяжении достаточно длительного периода времени. Они выбирают стратегию переутверждения проектного документа по лицензионному участку и смещения сроков разбуривания месторождения на более поздние, что непосредственно приводит к падению объемов добычи углеводородов, потере дохода государства. Сформировавшаяся тенденция в ретроспективном периоде, отраженная на рис. 2 с 2008 по 2024 гг. (а по факту анализ проводился, начиная с 2000 г.), может быть взята за основу для составления прогноза и продления ее в будущие периоды.

Как отражено на рис. 2, прогнозная модель может быть линейной или экспоненциальной. Обе модели дают достаточно близкие результаты. Необходимо отметить, что модели для получения более точных результатов на ближайший краткосрочный период должны обновляться за счет постоянного включения в них фактических данных по пробуренным скважинам в новых периодах. Если формировать модель для прогноза по новым утвержденным проектным документам, то прогнозную модель целесообразно выбрать на уровне полиномиальной. В долгосрочном периоде (до 2050 г.) прогнозные результаты разнятся относительно данных нефтяных компаний и, соответственно, новых проектных документов и прогноза, сделанного независимыми отраслевыми экспертами. Диапазон отклонений достаточно существенный по компаниям, которые исторически не соблюдают требования первоначальных проектных документов и ведут выборочную разработку месторождения, систематически перенося объемы бурения на предстоящие периоды. Это обусловлено тем, что при прогнозировании независимые эксперты делали отступление от вновь утвержденных проектных документов по недобросовестным компаниям и для более достоверного прогноза спускались до уровня конкретного месторождения. В ходе ретроспективного анализа были установлены объекты, по которым фиксировались неоднократные переносы сроков, и в прогноз закладывалась данная тенденция.

В качестве основных причин выявленного недобросовестного поведения недропользователей можно обозначить несовершенство системы контроля со стороны государства, а также нормативно-­правовых актов.

Помимо этого, на уровне округов и страны в целом формируются долгосрочные прогнозы по добыче углеводородов и ситуация с переносом сроков разбуривания месторождений, переутверждению проектных документов приводит к завышенным ожиданиям относительно объемов добычи углеводородов, что в последствии найдет свое отражение в прогнозном федеральном бюджете в части нефтегазовых доходов в виде объема налоговых поступлений.

Согласно приказу № 356 Министерства природных ресурсов [21], в разделе 5 отражены показатели, по которым осуществляется мониторинг выполнения недропользователем обязательств по соблюдению требований технических проектов в отношении эксплуатационного объекта (п. 5.1 – а, б, в), а именно:
а) годовые уровни добычи нефти и (или) свободного газа, утвержденные для категории запасов А + В1 по месторождению в целом;
б) годовой ввод новых добывающих и нагнетательных скважин (суммарно) для категории запасов А + B1 (C1) по месторождению в целом;
в) годовой действующий фонд добывающих и (или) нагнетательных скважин для категории запасов А + B1 (C1) по месторождению в целом.
Обязательства считаются исполненными, если соблюдены требования технического проекта, установленные в отношении месторождения в целом в пределах допустимых отклонений показателей [21].
Движение запасов по категориям согласно стадиям жизненного цикла освоения месторождений углеводородов представлено в таблице 1.

По мнению авторов, целесообразно в оценочные критерии, отраженные в пункте 5.1, внести поправку и включить категорию запасов В2 (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные), что позволит обязать недропользователей более интенсивно вовлекать в промышленную эксплуатацию оцененные запасы.

На сегодняшний день есть компании, которые исторически не исполняют проектные документы и постоянно переносят сроки ввода новых добывающих скважин. В таблице 2 представлены результаты анализа ряда нефтяных компаний на предмет отклонений данных проектных документов от прогнозов, которые были сделаны Научно-­аналитическим центром рационального недропользования им. В. И. Шпильмана (в таблице центр указан как независимый эксперт).

Из восьми проанализированных недропользователей только два (2 и 7) соблюдают требования проектных документов и зафиксированных в них показателей относительно объемов добычи нефти, объемов эксплуатационного бурения и ввода скважин. По этим компаниям прогноз, построенный по данным проектных документов, полностью совпадает с прогнозом, сделанным независимым экспертом (отклонение по компании 2 в 1% можно считать допустимым).

По некоторым компаниям в разы прогноз по проектным документам отличается от независимого прогноза, который был построен с учётом исторических данных, а также информации о переносе сроков ввода новых скважин согласно переутвержденным проектам. Выявленная тенденция приведет к некорректным ожидаемым прогнозам добычи нефти как на уровне компаний, так и на уровне округа и государства, а также завышенным ожиданиям относительно налоговых поступлений в бюджет.

Система мониторинга выполнения недропользователем обязательств по соблюдению требований технических проектов в отношении эксплуатационного объекта

Решение данного вопроса возможно посредством выстраивания непрерывного мониторинга за соблюдением сроков разбуривания месторождений углеводородов и отклонении запросов на переутверждение проектных документов без обоснованных на то причин. Выявленная проблема требует также пересмотра нормативной документации, регулирующей данный процесс. Востребованность решения данного вопроса подтверждается его обсуждением на уровне Правительства РФ .
С целью устранения сложившейся ситуации целесообразно выстроить постоянный системный мониторинг органами исполнительной власти, который позволит в реальном режиме времени отслеживать исполнение проектных документов недропользователями и перенос сроков ввода скважин в эксплуатацию.

Достигнутый на сегодняшний день уровень развития цифровых технологий позволяет упростить поставленную аналитическую задачу при условии доступа к достаточному объему первичной информации и своевременному предоставлению данной информации всеми недропользователями.

Система мониторинга может быть сформирована согласно этапам, представленным на рис. 3. При этом необходимо отметить, что приведенный на рис. 3 фрагмент анализа исторических данных проектных документов по нефтегазодобывающей структуре показал, что по формальным признакам компания ничего не нарушает, так как, переутверждая проектные документы, устанавливает новые сроки ввода скважин в эксплуатацию. Последующий анализ без учета исторических данных не показывает, что ведется выборочное разбуривание месторождения в рамках наиболее рентабельных запасов. Система мониторинга выполнения недропользователем обязательств по соблюдению требований технических проектов в отношении эксплуатационного объекта обязательно должна предусматривать возможность отслеживания данной ситуации по каждому месторождению.

Оценка эффективности разработки месторождения углеводородов может быть выстроена в рамках стадий жизненного цикла освоения и эксплуатации месторождения в нескольких аспектах:
в контексте ретроспективного анализа эффективности разработки месторождения;
оценка с учетом исполнения требований первоначально утвержденных проектных документов;
с учетом систематического переноса сроков ввода новых скважин и не вовлечения в промышленную разработку малорентабельных запасов категории В2.

Оценку целесообразно проводить с использованием метода финансово-­экономического моделирования «Life cycle», который предполагает построение модели денежных потоков. В рамках данного метода учитываются и приводятся к текущей стоимости базового периода все доходы и затраты, понесенные для получения этих доходов, за весь период жизненного цикла реализации проекта разработки (доразработки) месторождений углеводородов.

Помимо этого, метод позволяет оценить величину затрат на различных этапах жизненного цикла объекта, начиная с этапа создания актива и далее в любой временной точке его жизни, учитывая все затраты, возникающие с распоряжением активом [23]. Помимо анализа переноса объемов бурения и несоблюдения в этой части проектных документов, был проведен верхнеуровневый анализ невыполнения условий пользования недрами, являющихся основанием для досрочного прекращения права пользования недрами.

В соответствии с формой лицензии, установленной приказом Минприроды России и Роснедр от 25.10.2021 г. № 782/13 «Об установлении формы лицензии на пользование недрами и порядка оформления, государственной регистрации и выдачи лицензий на пользование недрами», условия, несоблюдение которых является основанием для досрочного прекращения прав пользования недрами, определены в разделе 12 условий пользования недрами.

После актуализации 2016 г. и в дальнейшем до 2022 г. условия пользования недрами дважды претерпевали разного рода корректировки, в том числе менялся и перечень обязательств, нарушение которых влечет безусловное прекращение права пользования недрами. В новой типовой форме лицензии к особенностям определения условий лицензий, невыполнение которых является причиной досрочного прекращения права пользования недрами, относится следующее:
В целом, перечень условий имеет отсылочный характер к другим пунктам условий пользования, либо к статье 20 закона РФ «О недрах».
К основным рискам досрочного прекращения права пользования отнесены однократные нарушения следующих условий лицензии:
– сроков проведения работ на участках недр. При этом сроки строго систематизированы по этапам и стадиям проведения геологоразведочных работ и взаимосвязаны между собой;
– сроков подготовки технического проекта разработки и ввода месторождения в промышленную разработку;
– обязательств по уплате ресурсных платежей, других налогов и сборов в соответствии с законодательством РФ;
– обязательств по ликвидации и консервации буровых скважин и иных сооружений, связанных с пользованием недр, а также по рекультивации земель;
– обязательств по предоставлению геологической информации о недрах, ежегодного отчета о результатах работ на участке и отчета о результатах мониторинга состояния недр в федеральный ФГИ и его территориальный фонд.
Исходя из трактовки п. 12.2 условий, причиной досрочного прекращения может стать нарушение любого условия, если оно будет иметь систематический характер (2 и более раза в течение 4 лет), за исключением условий, однократное нарушение которых является причиной прекращения права пользования.

В отличие от форм лицензионных соглашений, действующих до 2016 г., обязательства по выполнению конкретных объемов геологоразведочных работ в основном определены в условиях пользования в пределах поисковых лицензий (НП)  и вынесены в раздел 13 «Дополнительные условия», которые не являются существенными и не несут рисков досрочного прекращения.
Дополнительно в перечень условий включены иные случаи в соответствии с частью второй статьи 20 закона РФ «О недрах», при наступлении которых право пользования недрами может быть досрочно прекращено.

Согласно поставленным задачам исследования на территории ХМАО – Югры из общего количества поисковых лицензий 30 лицензий на геологическое изучение не обеспечены проектными документами ГИН. Не выполнены лицензионные обязательства и истекли сроки утверждения проектной документации на осуществление геологического изучения недр по 11 участкам. По 4 лицензиям выполнены все проектные обязательства по геологическому изучению и отсутствуют новые проектные документы. Возможно, недропользователь находится в стадии принятия решения.

Проведя анализ условий пользования недрами и наличия проектных документов на участках недр, предоставленным в пользование для геологического изучения (лицензии типа НП), выделены критерии для определения так называемых «спящих» поисковых лицензий:
Отсутствие действующих проектных документов ГИН – окончание срока действия проектного документа ГИН подразумевает отсутствие дальнейшего планирования проведения поисковых работ на участке.

Отсутствие объемов геологоразведочных работ в течение срока действия лицензии при постоянном переносе срока начала работ и изменении календарного плана действующего проекта ГИН.

Отсутствие объемов геологоразведочных работ в течение срока более 7 лет пользования недрами при постоянном переносе срока начала работ и изменении календарного плана действующих проектов ГИН.

Исходя из вышеперечисленных критериев, к «спящим» лицензиям отнесены 28 поисковых участков, срок геологического изучения превысил 7‑летний период. Вопросы «спящих» лицензий поднимаются все чаще в профессиональном нефтегазовом сообществе. В России не сложилось практики систематической и комплексной проверки соблюдения лицензий, проверки носили в большей степени заявительный характер. Возможно, одной из причин сложившейся ситуации стала высокая трудоёмкость данного процесса и необходимость обработки большого объема данных, что на сегодняшний день нашло свое решение в виде разработанного специального модуля мониторинга. В 2021 г. было обозначено, что Министерство природных ресурсов и экологии завершило масштабную ревизию лицензий недропользователей Дальнего Востока и Арктической зоны РФ. Полученный опыт и практика планируются к масштабированию на уровне страны. Почти в 19% проверенных лицензий были выявлены нарушения, в том числе и нарушения, связанные со сроками освоения месторождений [24].

Комплексная всероссийская проверка лицензий, выданных на углеводородное сырье, включает 3931 лицензию (на 2021 г.). В таблице 3 представлена статистика по лицензиям, выданным на углеводородное сырье в РФ на 01.01.2022 г.

Выводы и рекомендации

По результатам проведенного исследования относительно выполнения условий пользования недрами было установлено, что:
Из общего количества поисковых лицензий истекли сроки утверждения проектной документации на осуществление геологического изучения недр по 11 участкам. Согласно данным ИБД «АСЛН» ФГБУ «Росгеолфонд», проекты в ФГУ «Росгеолоэкспертиза» на экспертизу не представлялись.

В пределах 3 поисковых участков отсутствует действующая проектная документация ГИН, в том числе в пределах 3 участков – по причине окончания срока действия проектного документа первого этапа ГИН.

Отсутствие физических объемов геологоразведочных работ ГРР с неоднократным продлением срока начала работ, срока выполнения ГРР, срока окончания работ по проектам ГИН и, соответственно, срока действия лицензии, в пределах 16 участков недр. Средний срок пользования недрами составляет 9 лет (от 15 до 7 лет). Согласно ст. 10 закона «О недрах», срок пользования участком недр продлевается по инициативе пользователя недр при необходимости завершения им геологического изучения недр при условии отсутствия нарушений условий лицензии на пользование недрами данным пользователем недр. Однако фактически в данном случае срок действия лицензии продлевается для начала геологического изучения.

Отсутствие объемов геологоразведочных работ в течение более 7 лет пользования недрами при постоянном переносе срока начала работ и изменении календарного плана действующих проектов ГИН в пределах 9 участков, средний срок пользования по которым составит 23 года (с учетом переноса срока).

В целом хаотичный и бесконтрольный перенос распорядителем недр срока проведения работ по геологическому изучению и продление срока действия поисковых лицензий без выполнения физических объемов ГРР показывает отсутствие заинтересованности органов управления государственным фондом недр в повышении уровня геологической изученности территории округа, а также крайней степени нерациональности использования предоставленных в пользование недр.

Текущая практика продления сроков лицензий и отсутствия реальных геологоразведочных работ свидетельствует о низком уровне управления недрами, недостаточной заинтересованности органов власти в повышении их изученности и рациональном использовании. Такая ситуация ведет к дисбалансу между возможностями геологического изучения и фактическим состоянием работы, что ухудшает эффективность использования недр и влияет на стратегические перспективы развития минерально-­сырьевой базы.

Для повышения эффективности использования недр необходимо внедрить систему строгого контроля и мониторинга выполнения условий лицензий, а также автоматизированных механизмов учета сроков и объемов работ. Зарубежная практика показывает наличие прецендентов использования механизма, например, публичного контроля за добычей нефти и газа [26]. Важно усилить ответственность недропользователей, вводя штрафные санкции за систематические нарушения и необоснованные переносы сроков. Следует пересмотреть процедуру продления лицензий, делая её более жесткой и связанной с реальным выполнением работ, а также ввести обязательные промежуточные отчеты о динамике прогресса исполнения проектных документов. Регулярное проведение геологических исследований можно стимулировать предоставлением льгот и созданием систем аналитики для оценки уровня изученности территорий. Также необходимо установить более жесткие критерии для продления лицензий и возможность их досрочного отзыва при невыполнении условий. Реализация этих мер позволит повысить уровень эффективности использования недр, обеспечив более рациональный и прозрачный режим.

Вместе с тем обозначенная проблема влияет и на снижение объемов получения налоговых поступлений в государственный бюджет. Неэффективное использование недр приводит к потере потенциальных доходов, снижающих финансовое обеспечение развития экономики. Таким образом, низкая управляемость и нерациональное использование ресурсов негативно сказываются не только на стабильности отдельной территории (округа), но и на экономической устойчивости и фискальной нагрузке на государство.

Сообщение Эффективность исполнения недропользователями требований проектных документов на разработку месторождений углеводородов появились сначала на Энергетическая политика.

Алексей ГРОМОВ
Главный директор по энергетическому направлению, руководитель Энергетического департамента Фонда «Институт энергетики
и финансов» (ИЭФ), к. г. н.
Е-mail: a_gromov@fief.ru

Вместо введения

Ближайшие пять лет для российского нефтяного сектора ожидаются непростыми в силу фундаментальных изменений внешних условий, которые определяются формированием глобального избытка предложения углеводородов при сохранении и даже возможном усилении санкционного давления на Россию, а также завершением переориентации российского нефтегазового экспорта с Запада на Восток. Неизбежным следствием этих изменений станет снижение основных отраслевых производственных и экономических показателей, включая добычу и экспорт углеводородов, а также общий объем бюджетных поступлений от нефти и газа. Но трансформация внешних условий работы отрасли формирует не только риски для ее развития, но и возможности.

Понимание, грамотное и своевременное использование этих возможностей может позволить российскому нефтяному сектору не только преодолеть нарастающую рыночную турбулентность, но и завершить формирование устойчивой модели долгосрочного развития с опорой на новые драйверы отраслевого роста, защищенные от негативного внешнего влияния.

«Затоваривание» мирового нефтяного рынка и падение мировых цен на нефть

Завершившийся 2025 г. был отмечен резким увеличением избытка предложения нефти на мировом рынке, которое, по-видимому, может сохраниться в ближайшие несколько лет (рис. 1). Так, международные инвестиционные и энергетические агентства оценивали профицит нефти на мировом рынке в 4 квартале 2025 г. на уровне от 1,5 до 2,5 млн барр./сут., что эквивалентно 1,4–2,4% мирового потребления нефти. Более того, в 2026 г. «затоваривание» мирового нефтяного рынка в целом сохранится на уровне не менее 2–2,5 млн барр./сут. на фоне слабых ожиданий прироста спроса и неопределенности политики альянса ОПЕК+, который вынужден балансировать между необходимостью сохранения контроля над предложением нефти и желанием ряда стран альянса (ОАЭ, Кувейт, Ирак, Казахстан) к выходу из всех пока еще действующих ограничений по добыче внутри ОПЕК+ .

Избыток предложения нефти в 2025 г. аккумулировал Китай, ускорив пополнение своих стратегических и коммерческих резервов, которые к концу 2025 г. оценивались на уровне 1,3–1,4 млрд барр. и превысили показатели коммерческих и стратегических запасов США (0,9 млрд барр.). Важным трендом второй половины 2025 г. также стало масштабное накопление непроданной нефти в танкерах, которые начали широко использоваться как плавучие хранилища нефти, особенно для подсанкционных поставок из России и Ирана (рис. 2).

Продолжающееся «затоваривание» мирового нефтяного рынка оказывает понижающее давление на мировые цены на нефть. Так, эталонный сорт нефти Brent за 2025 г. подешевел до 69 долл./барр. (–16% к уровню 2024 г.), а в декабре и вовсе упал до 63 долл./барр.

Более того, даже геополитическая напряженность вокруг нефтяных поставок из Ирана и Венесуэлы, сформировавшаяся в начале 2026 г. лишь замедлила общий тренд на снижение мировых цен на нефть, которые по итогам 2026 г. вполне могут упасть до 60 долл./барр. (рис. 3).

Таким образом, «затоваривание» мирового нефтяного рынка привело к началу нового витка снижения мировых цен на нефть, которое может быть сопоставимым по своей глубине с показателями «ковидного» 2020 г., но при этом оказаться гораздо более продолжительным и повторить ситуацию 2014–2016 гг. Последнее означает необходимость адаптации российской нефтянки к длительному периоду низких мировых цен на нефть, который к тому же будет осложняться сохранением и даже возможным усилением санкционного давления на российские нефтяные компании и морской экспорт российской нефти.

Новые санкции на экспорт нефти и на ведущих российских нефтеэкспортеров

Казалось бы, российской нефтяной отрасли не привыкать к постоянному усилению санкционного давления западных стран, которое продолжается уже больше 4 лет. Напомним, что российской нефтянке удалось вполне успешно адаптироваться к эмбарго западных стран и введению «ценового потолка» на российскую нефть, а также в целом выстроить альтернативные системы финансово-­логистического и страхового обеспечения экспорта российской нефти.

Но в 2025 г. отрасль столкнулась с новыми санкционными вызовами. Так, США последовательно ввели блокирующие санкции в отношении четырех крупнейших российских ВИНК («Сургутнефтегаз» и «Газпром нефть» – с 10 января, «ЛУКОЙЛ» и «Роснефть» – с 21 октября), на совокупную долю которых приходится более 75% экспорта российской нефти. Также США в августе ввели повышенные таможенные пошлины (до 50%) на ряд импортируемых товаров из Индии за то, что эта страна импортирует российскую нефть.

В июле 2025 г. ЕС запретил поставки нефтепродуктов из Индии и Турции, начиная с 21 января 2026 г., если они были произведены из российской нефти, а в сентябре, впервые с 2022 г., совместно с Великобританией, Швейцарией и Канадой понизил «ценовой потолок» для морских поставок российской нефти в третьи страны с 60 до 47,6 долл./барр. Позднее, 14 января 2026 г. «ценовой потолок» на российскую нефть был снова снижен до 44,1 долл./барр.

Также продолжилось давление на суда «теневого флота», отмеченные в перевозках российской нефти с нарушениями условий «ценового потолка». Страны ЕС и Великобритания в течение всего 2025 г. последовательно расширяли список танкеров, попавших под блокирующие санкции, доведя общее количество таких судов до 597 (более 50% от общего количества «теневых перевозчиков», работавших с российской нефтью в 2022–2025 гг.). Кроме того, в 2025 г. впервые отмечены случаи физического задержания европейскими странами танкеров «теневого флота», перевозивших российскую нефть . Более того, 27 января 2026 г. представители 14 европейских стран выступили с официальным предупреждением в адрес танкеров, относящихся к так называемому «теневому флоту» России и плавающих в Балтийском и Северном морях . В опубликованном документе подчёркивается, что суда обязаны ходить под флагом только одного государства и иметь на борту все необходимые документы, включая страховой полис. В противном случае корабли будут считаться судами, не имеющими государственной принадлежности, против которых могут применяться меры принудительной остановки и досмотра.

Таким образом, западные страны в 2025 г. не только усилили действующие ограничения, но и существенно расширили перечень инструментов санкционного давления на российский нефтяной экспорт: от блокирующих санкций в отношении российских нефтеэкспортеров до повышенных таможенных пошлин в отношении стран-­покупателей российской нефти.

К сожалению, нельзя забывать и о возможных перспективах дальнейшего наращивания санкционного давления на Россию. Так, еще 1 апреля 2025 г. на рассмотрение Конгресса США был внесён законопроект о введении 500‑процентных торговых пошлин на импорт в США товаров из всех стран, покупающих у России газ, нефть и другие природные ресурсы . По состоянию на конец января 2026 г. законопроект не был принят или отклонён американским парламентом.

Кроме того, страны ЕС обсуждают возможность введения полного запрета на оказание морских (транспортных и страховых) услуг, необходимых для перевозки российской нефти европейскими компаниями, вне зависимости от стоимости российской нефти, экспортируемой в третьи страны. Ожидается, что данная мера может вой­ти в готовящийся 20‑й пакет антироссийских санкций ЕС, который планируется к принятию в конце февраля 2026 г.

Если новые санкционные инициативы западных стран станут реальностью полностью или даже частично, то это может существенно осложнить морской экспорт российской нефти и привести к еще большему снижению его доходности в условиях профицита предложения углеводородов на мировом рынке.

Падение нефтегазовых доходов и рост ценовых дисконтов

Как уже упоминалось выше, российской нефтяной отрасли удавалось успешно справляться с большинством санкционных вызовов последних лет, но вплоть до 2025 г. адаптация к санкционному давлению западных стран происходила в условиях напряженного баланса мирового нефтяного рынка, когда высокая востребованность российской нефти позволяла находить эффективные экономические решения для обхода нерыночных отраслевых ограничений.

В 2025 г. усиление и расширение санкционного давления совпало с «затовариванием» мирового нефтяного рынка и сопутствующим драматическим падением мировых цен на нефть. Как следствие, российская нефтяная отрасль столкнулась с падением экспортных доходов, необходимостью предоставления дополнительных ценовых дисконтов для стран-­покупателей российской нефти и нарастающими транзакционными издержками, связанными с ростом стоимости фрахта и хранения непроданной нефти «на воде», а также усложнением финансово-­страховых схем обеспечения российского нефтяного экспорта. Но обо всем по порядку.
Согласно предварительным оценкам Минфина России, нефтегазовые доходы по итогам 2025 г. составили 8,47 трлн руб., сократившись более чем на 23% г/г. Фактически они вернулись на уровень 2019 г. (8,9 трлн руб.), но их доля в общем объеме бюджетных поступлений составила лишь 23%, что является абсолютным минимумом в истории современной России. А в целом за последние пять лет (2021–2025 гг.) доля нефтегазовых доходов в общем объеме бюджетных поступлений страны сократилась почти вдвое: с 40 до 23% (рис. 4). Но при этом совокупные доходы российского бюджета по итогам 2025 г. не сократились, а даже немного подросли (+1,6% г/г), что свидетельствует об уже состоявшейся структурной перестройке российской экономики в пользу опережающего развития ее ненефтяного сектора (+12,5% г/г.).

Более того, надо понимать, что в перспективе ближайших нескольких лет российские нефтегазовые доходы будут оставаться на исторически низких уровнях из-за низких мировых цен на нефть, вызванных сложившимся системным переизбытком предложения.

«Затоваривание» мирового нефтяного рынка влияет и на ситуацию с российским нефтяным экспортом, поддерживать который в условиях нарастающего санкционного давления возможно лишь за счет предоставления дополнительных дисконтов к цене российской нефти.

Так, только за период с января 2025 г. по январь 2026 г. цена российской нефти упала с 63 до 45 долл./барр. (–28% г/г), а ценовой дисконт Urals к Brent вырос в 1,7 раза: с 15 до 26 долл./барр. (рис. 5 и 6).

При этом по итогам 2025 г. совокупный морской экспорт нефти из РФ в абсолютных цифрах даже вырос по сравнению с 2024 г. и составил 181 млн т (+6,5% г/г) – рис. 7, а доля «теневого флота» в перевозках российской нефти в среднем по году превысила 62% (рис. 8).Таким образом, для российской нефтяной отрасли основными последствиями усиления санкционного давления в условиях «затоваривания» мирового нефтяного рынка и сопутствующего снижения мировых цен на нефть в 2025 г. стали: существенное падение отраслевых доходов и необходимость предоставления дополнительных скидок покупателям российской нефти. При этом объемные показатели морского нефтяного экспорта из России даже выросли по сравнению с показателями 2024 г. Также стоит отметить, что снижение экспортных цен на российскую нефть во втором полугодии 2025 г., которые опустились ниже уровня «ценового потолка» западных стран, вновь сделало привлекательными ее перевозки европейскими компаниями, в октябре-­декабре заметно потеснившими на рынке фрахта суда «теневого флота» (рис. 8).

Китай становится доминирующим покупателем российской нефти

По итогам января 2026 г. морской экспорт российской нефти оставался на высоком уровне (3,18 млн барр./сут.), превышая показатели аналогичного периода последних двух лет на 5–7%. Но вот в структуре экспорта в разрезе стран – покупателей российской нефти стали заметны весьма показательные сдвиги (рис. 9).

Напомним, что с января 2023 г. после вступления в силу эмбарго ЕС на поставки российской нефти (с 5 декабря 2022 г.), ключевыми покупателями российской нефти стали три страны (Китай, Индия и Турция), на долю которых приходилось 97–98% российских нефтяных поставок в 2023–2025 гг. При этом доля Китая в морском экспорте российской нефти последовательно снижалась (с 48% в 2023 г. до 38% в 2025 г.), а Индии (с 44 до 47%) и Турции (с 5 до 13%) – росла.

Однако, начиная с декабря 2025 г. поставки российской нефти в Индию и Турцию стали заметно сокращаться, а поставки в Китай, напротив, снова расти. Так, по итогам января 2026 г. доля Китая в морских поставках российской нефти вновь выросла до показателей января 2023 г. (49%), а Индии и Турции – сократилась до 33% и 5% соответственно. Еще 11% январских поставок российской нефти пока не обрели своих конечных покупателей, но с учетом опыта последних недель, весьма вероятно, что конечным пунктом назначения этой нефти также станет Китай.

Ключевой причиной наблюдаемых изменений в географии экспортных поставок российской нефти является давление западных стран. Так, Турция и Индия с 21 января 2026 г. не могут поставлять в страны ЕС нефтепродукты, если они произведены из российской нефти, а Индия к тому же находится под давлением повышенных таможенных пошлин США, введенных еще в августе 2025 г. опять‑таки за импорт российской нефти.

Более того, по итогам телефонных переговоров лидеров США и Индии 1 февраля американский президент в числе прочего заявил о якобы согласии Индии отказаться от поставок российской нефти в пользу увеличения закупок нефти из США и потенциально из Венесуэлы в обмен на снижение торговых пошлин с текущих 50 до 18% .

Как следствие, танкеры с российской нефтью сорта Urals вот уже второй месяц накапливаются в прибрежных водах Омана и Индии, ожидая разгрузки в индийских портах или перенаправления в Китай. По данным Bloomberg, в море уже накопилось почти 140 млн барр. российской нефти , что вынуждает ее трейдеров постепенно распродавать эти партии со скидкой в Китай.

Как известно, Китай традиционно является основным покупателем российской нефти восточных (ESPO, Sokol) и арктических (ARCO) сортов, поскольку логистика поставок нефти сорта Urals из портов европейской части России ранее делала их экономически нецелесообразными. Но сегодня ценовые дисконты, предлагаемые Китаю трейдерами российской нефти сорта Urals, достигают 10 долл./барр., что делает такие поставки выгодными Китаю, но за счет снижения их экспортной доходности для России.
Также не следует забывать, что Китай доминирует и в трубопроводных поставках российской нефти, обеспечивая 78% российского трубопроводного экспорта через систему нефтепроводов «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО) и транзитом через Казахстан в объеме до 40 млн т/год.

Таким образом, если в 2025 г. на Китай приходилось 43% совокупного российского нефтяного экспорта, то уже в 2026 г. его доля может превысить 50%. Более того, с учетом наблюдаемых тенденций по сокращению морских поставок российской нефти в Индию и Турцию, а также полного прекращения поставок нефти из России в страны Евросоюза с конца 2027 г., доминирование Китая как главного покупателя российской нефти будет только усиливаться. И Россия рискует повторить судьбу Ирана, нефтяной экспорт которого сегодня полностью зависит от одного покупателя – Китая.

Перспективы добычи и экспорта нефти до 2030 г.

Переизбыток нефти на мировом рынке в условиях нарастания санкционного давления на российскую нефтянку формирует не просто внешние условия для развития отрасли, но фактически задает их производственно-­экономические рамки как минимум на среднесрочную перспективу.

Так, традиционно перспективы развития российской нефтедобычи рассматривались сквозь призму внутренних вызовов и возможностей, связанных с изменением ее географии (сдвиг в Арктику, Восточную Сибирь и Дальний Восток) и качества запасов, вовлекаемых в разработку (переход на освоение ТрИЗ), а также с высоким уровнем отраслевой зависимости от зарубежных технологических решений, особенно в условиях санкционного давления последних лет. Соответственно, и дискуссии об отраслевых перспективах сводились к анализу технико-­экономических особенностей будущей добычи и поиску решений для ее стимулирования в виде различных мер государственной поддержки (расширение периметра налоговых льгот, переход на НДД, стимулирование технологических инноваций и импортозамещения и пр.). При этом, ни в коем случае не умаляя значимость упомянутых выше отраслевых вызовов, как‑то замалчивался вопрос будущего спроса на российскую нефть. Точнее, обсуждались структурные изменения спроса на мировом нефтяном рынке в контексте его смещения в страны Южной Азии и АТР, но никогда не ставился вопрос о возможных ограничениях спроса на российскую нефть на внешних рынках. И этому было логическое объяснение, поскольку даже в условиях эмбарго западных стран российская нефть в 2022–2025 гг. находила новых покупателей на взаимовыгодных экономических условиях. Но это было возможно в условиях напряженного баланса мирового нефтяного рынка, тогда как в условиях формирующегося сегодня избытка предложения и новых санкционных ограничений против российских нефтеэкспортеров и стран – покупателей российской нефти вопрос потенциала внешнего спроса на российскую нефть стал как никогда актуальным.

Напомню, что российская нефтяная отрасль исторически является экспортоориентированной. Так, по итогам 2024 г. совокупный экспорт нефти (240 млн т) и нефтепродуктов (125 млн т) составил 70% российской нефтедобычи (365 из 516 млн т), лишь 30% добытой в стране нефти было направлено на нужды внутреннего рынка. По итогам 2025 г. это соотношение принципиально не изменилось.

Но принципиально изменились внешние условия, когда резко сократившееся после 2022 г. число стран – покупателей российской нефти имеет возможность выбора поставщиков в условиях профицита предложения на глобальном рынке и дальнейшего нагнетания санкционного давления на Россию. Подтверждением этого стали действия Индии и Турции, которые с конца 2025 г. начали активно замещать российскую нефть в своих закупках нефтяного сырья. При этом новых покупателей российской нефти не появилось, и мы вынуждены предлагать Китаю невостребованные Индией объемы нефтяного сырья с существенными ценовыми дисконтами.

Исходя из вышесказанного, получается, что главным вызовом для российской нефтянки, как минимум в среднесрочной перспективе, служит ограниченный потенциал внешних рынков сбыта. И понимание этого в корне меняет наши представления о перспективах развития отрасли, поскольку внутренние потребности страны в нефтяном сырье мы с лихвой обеспечиваем без необходимости наращивания добычи нефти.

Таким образом, мы не видим оснований для сколько‑­нибудь заметного роста добычи нефти в стране, поскольку он не будет обеспечен спросом на внешних рынках. Более того, есть опасения, что в новых внешних условиях существуют риски сокращения экспорта российской нефти, в первую очередь, в Индию и Турцию, которое в полной мере не будет компенсировано дополнительными поставками в Китай или на рынки других стран Глобального Юга. Как следствие, в перспективе до 2030 г. динамика добычи нефти в России будет стагнировать и вряд ли превысит 520 млн т в год (рис. 11). При этом экспорт нефти может «просесть» с текущих 237–240 до 214–215 млн т в год (рис. 12), а доля Китая в его структуре может достичь или даже превысить 60%.

Вместо заключения

Ближайшие пять лет для российской нефтегазовой отрасли будут непростыми в силу фундаментальных изменений внешних условий, сохранения и даже возможного усиления санкционного давления, а также завершения экспортной переориентации отрасли с Запада на Восток.

Так, профицит нефти на мировых рынках, а также сохраняющееся санкционное давление на экспорт российских углеводородов будут поддерживать устойчиво низкие цены на российскую нефть. При этом нефтегазовые доходы утратят свою системную значимость для российского бюджета и будут обеспечивать не более 20–22% доходной части бюджета страны.

Завершение экспортной переориентации отрасли с Запада на Восток усилит нашу стратегическую зависимость от Китая как ключевого покупателя российских углеводородов, который к тому же будет способен диктовать цены на них.

И здесь мы рискуем повторить судьбу Ирана, который после восстановления санкций США в 2018 г. оказался в полной зависимости от Китая как единственного покупателя своей нефти в условиях отказа от нее других стран из-за опасения вторичных санкций США. Пока же развитие событий вокруг российского нефтяного экспорта в Индию и Турцию, который сокращается и диверсифицируется под давлением США и ЕС, лишь подтверждает эти опасения. Более того, на возможность реализации иранского сценария в отношении России указывают и готовящиеся санкционные инициативы США и ЕС в части введения 500‑процентных таможенных пошлин для всех стран – покупателей российских углеводородов, а также возможного полного запрета для европейских стран на оказание морских услуг по транспортировке российской нефти.

В этих условиях ограниченный потенциал внешних рынков сбыта становится ключевым фактором, сдерживающим развитие не только экспорта российских нефтеналивных грузов, но и самой добычи нефти. В связи с этим, сегодня принципиально важно осознать значимость описанных выше вызовов и стремиться не просто к адаптации отрасли новым внешним условиям, а к переосмыслению задач ее дальнейшего развития аналогично тому, как экономика России уже преодолела критическую зависимость от нефтегазовых доходов, сформировав новые драйверы ненефтяного роста для дальнейшего движения вперед.
В этом смысле сохранение отраслевой устойчивости в среднесрочной перспективе, очевидно, потребует ускоренного завершения формирования финансово-­логистического контура внешней торговли углеводородами, нечувствительного к западным санкциям и ограничениям (морские и сухопутные торговые коридоры БРИКС, взаиморасчеты в национальных цифровых валютах, создание логистических и страховых компаний БРИКС и пр.), создания российского нефтяного бенчмарка и организации спотовой и срочной торговли российской нефтью без привязки к текущим мировым нефтяным котировкам, укрепления инвестиционно-­технологических альянсов в нефтегазовой сфере с дружественными и нейтральными государствами.

Но самое главное – это полноценная опора на внутренний рынок и его потребности как двигателя спроса на продукцию нефтяной отрасли, в т. ч. с высокой добавленной стоимостью. Полноценная реализация этой задачи позволит перейти от экстенсивного пути развития российской нефтянки, ориентированного на постоянный рост добычи и экспорта сырья, к интенсивному пути, в основе которого будет лежать максимизация отраслевых доходов через развитие глубокой переработки нефти и производства широкой линейки нефтехимической продукции, а также, возможно, извлечения полезных попутных элементов, в т. ч. лития, востребованных цифровой экономикой завтрашнего дня.

Сообщение Среднесрочные перспективы добычи и экспорта нефти: грозит ли России иранский сценарий? появились сначала на Энергетическая политика.

Владимир ЕРЕМКИН
Старший научный сотрудник лаборатории структурных исследований Института прикладных экономических исследований, РАНХиГС
E-mail: eremkinva@mail.ru

Константин ТУЗОВ
Аспирант, Институт экономической
политики им. Е.Т. Гайдара
E-mail: tuzov45@yandex.ru

Введение

Современная экономика России сталкивается с необходимостью адаптации к новым внутренним и внешним вызовам, включая технологические ограничения, структурные дисбалансы, санкционное давление и изменения в глобальных рынках. В этих условиях особенно важно отслеживать изменения в отраслевой структуре экономики, чтобы выявлять локомотивы роста, стабильно функционирующие секторы и отрасли, нуждающиеся в поддержке и структурных трансформациях.
Целью данной статьи является выявление ключевых направлений развития экономики России на отраслевом уровне, а также формирование аналитической основы для принятия решений в сфере государственной поддержки, стратегического планирования и инвестиционной политики. В исследовании наряду с количественными показателями (ВВП, ИОК, ИПП и т. п.) также учитываются и качественные факторы, влияющие на динамику отраслей, такие как степень экспортной зависимости, глубина вовлечения в инвестиционные и государственные программы, уровень технологического развития и зависимости от внешних поставок.

Материалы и методы

За последние полтора десятилетия экономика России демонстрировала неравномерную, но в целом поступательную динамику, сопряжённую с чередующимися периодами роста и стагнации. Однако за внешним впечатлением масштабного роста скрываются сложные процессы перераспределения и трансформации внутри отраслей, включая значительные различия между номинальными и реальными показателями, а также между секторами с устойчивым развитием и теми, кто теряет свою экономическую значимость.
Изучение индексов физического объема (ИФО), отражающих реальный прирост инвестиций и добавленной стоимости, позволяет выявить не только рост, но и подлинную устойчивость секторов экономики. Использование весов отраслей в структуре валовой добавленной стоимости (ВДС) РФ позволяет учитывать масштабы влияния на экономику.
Важно отметить, что трансформация отраслевой структуры не является исключительно рыночным процессом, а во многом направляется государством. Стратегические документы последних лет, включая Единый план по достижению национальных целей развития до 2030 г. и на перспективу до 2036 г., промышленную политику, национальные проекты и антикризисные планы чётко выделяют приоритеты в виде поддержки обрабатывающей промышленности, цифровой трансформации, развития транспортной и энергетической инфраструктуры, импортозамещения, а также стимулирования высокотехнологичных отраслей. Например, в рамках проекта «Экономика данных и цифровая трансформация государства»  особое внимание уделяется развитию отечественного программного обеспечения, микроэлектроники и облачных решений, что находит отражение в стремительном росте сектора ИТ-услуг.
Общая картина развития российской экономики за десятилетний период характеризуется сменой приоритетов от сырьевой ориентации к усилению роли индустриального и цифрового секторов, от экстенсивного роста к попыткам стимулировать эффективность и инновации. Эта трансформация происходит на фоне усиливающегося внешнего давления и ограниченного доступа к западным технологиям, что делает особенно значимым внутренний потенциал, мобилизацию инвестиций и последовательную государственную поддержку критически важных отраслей.
Далее будет рассмотрено, как именно происходило развитие приоритетных отраслей, включая их вклад в ВДС, темпы роста, инвестиционную активность, выручку и стратегические перспективы в контексте государственной политики.
Для сравнительной оценки стратегической значимости отраслей предлагается использовать экспоненциальный ростовой индекс (индекс стратегической значимости отрасли – ИСЗО), отражающий, что при высоком росте добавленной стоимости и инвестиций эффект возрастает экспоненциально. Такой подход используется, поскольку важна оценка прорывных отраслей с мультипликативным эффектом. Для расчета индекса предлагается использовать следующую формулу (1).
(1)

В таблице 1 приведены результаты расчетов ИСЗО. Далее проведем краткий анализ отраслей с наибольшим значением ИСЗО.

Обрабатывающая промышленность

Обрабатывающая промышленность занимает ключевое место в экономике России как с точки зрения объёма валовой добавленной стоимости, так и по своей функциональной роли в обеспечении технологического суверенитета, занятости и экспортного потенциала. Её значимость возросла особенно в последние годы в условиях растущей потребности в импортозамещении и переходе к модели опережающего развития несырьевых отраслей.
В структуре ВДС обрабатывающая промышленность занимает первое место, на нее приходилось 14,6% от всей добавленной стоимости, созданной в стране. С 2015 по 2024 гг. доля обрабатывающих производств в ВДС сохранялась на стабильно высоком уровне в границах 13–15% от совокупного ВДС. В реальном выражении объём ВДС, созданной в отрасли, вырос более чем на треть, то есть в два раза сильнее, чем ВВП страны.
Внутренняя структура обрабатывающих производств крайне неоднородна. Лидирующими подотраслями по объёму остаются производство пищевых продуктов, металлургия, нефтепереработка, химия и машиностроение. Так, пищевая промышленность обеспечивает стабильный вклад (более 3,4 трлн руб. в 2024 г.) при умеренном, но устойчивом росте (ВДС увеличилась почти на четверть за 10 лет). Металлургия вследствие волатильности экспортных рынков и санкций, наоборот, сокращается, и уровень создания добавленной стоимости в отрасли упал за десять лет более чем на 5%. Особенно динамично развивались химическая промышленность и фармацевтика, увеличившись в 1,9 и 2,8 раза за десять лет соответственно. На их долю приходится совокупно около 3 трлн руб­лей ВДС.
Отдельно стоит отметить растущую значимость высокотехнологичных отраслей, таких как производство компьютеров, электронных и оптических изделий, производство готовых металлических изделий, кроме машин и оборудования, производство прочих транспортных средств и оборудования. Хотя их доля в ВДС пока сравнительно невелика, она устойчиво увеличивается. Стимулом служит главным образом внутренний спрос, в том числе со стороны армии.
Несмотря на то, что инвестиционная активность в обрабатывающей промышленности последние 8 лет практически непрерывно (кроме 2022 г.) росла, превысить уровень инвестиций 2014 г. удалось только по итогам 2023 г. По данным Росстата, вложения в основной капитал в обрабатывающих производствах в 2024 г. выросли более чем на треть в реальном выражении по сравнению с 2014 г. Акцент инвестиций смещен на модернизацию производственных линий, расширение внутреннего производства комплектующих и запуск новых производств в Центральном, Приволжском и Уральском федеральных округах. Инвестиционно активными являются металлургическое производство, производство готовых металлических изделий (кроме машин и оборудования), производство компьютеров, электронных и оптических изделий, производство электрического оборудования, химическая промышленность, где инвестиции направлены на расширение производственных возможностей.
Рис. 1 отражает весьма противоречивую картину в промышленности. Фактически до 2023 г. объем инвестиций в промышленность был недостаточным для ее динамичного развития, и только с 2023 г. начались активные вложения. Такой рост инвестиционной активности может быть объяснен несколькими факторами. Во-первых, это спрос со стороны оборонного ведомства, для удовлетворения которого потребовались существенные вложения. Во-вторых, это освобождение рыночных ниш на внутрироссийском рынке, которые начинают занимать отечественные производители. В-третьих, это заметно выросший внутренний и внешний спрос на продукцию российских производителей.

В стратегическом плане обрабатывающая промышленность занимает приоритетное место в государственной политике. Об этом свидетельствует утверждённая Стратегия развития обрабатывающей промышленности России до 2030 г. и на период до 2035 г., а также многочисленные отраслевые дорожные карты, включая меры по стимулированию локализации, расширению производственной кооперации, развитию экспортного потенциала, формированию национальных чемпионов. Также значительную роль играют меры поддержки по линии Минпромторга и Фонда развития промышленности, от льготного финансирования до субсидий на научно-­исследовательские и опытно-­конструкторские работы [1].
На этом фоне становится очевидно, что обрабатывающая промышленность уже не просто стабилизирует экономику, но формирует её перспективные траектории развития. Рост сектора является индикатором перехода к более устойчивой и независимой модели экономического роста, снижающей уязвимость перед внешними шоками и санкциями. В обозримом будущем именно здесь могут сосредоточиться основные вызовы и резервы для технологического рывка.

Финансы и страхование

Финансовый сектор России за последние десять лет прошёл путь от ускоренной коммерциализации и открытости к более автономной, закрытой модели, ориентированной на внутренние источники капитала и устойчивость в условиях внешнего давления. Его вклад в ВДС национальной экономики был довольно волатилен последние десять лет и колебался в границах 3,5–5,2%. Такая динамика во многом отражает не столько количественное расширение сектора, сколько его качественное усиление через рост операций, капитализацию и возросшее значение как канала управления ресурсами в новых условиях.
Развитие сектора следует рассматривать в двух временных плоскостях. Первая, до 2022 г., была связана с активным развитием финансовых институтов, интеграцией в глобальные рынки, экспансией цифровых сервисов и усилением конкурентной среды в банковской и страховой сферах. Вторая, с начала 2022 г., охарактеризована как фаза ускоренной трансформации. Прямые и косвенные санкции против крупнейших российских банков, блокировка расчётных систем, уход западных страховщиков и инвестиционных компаний стали мощным вызовом для всей отрасли. Однако вместо системного кризиса сектор адаптировался за счёт мобилизации внутренних ресурсов, укрепления роли государства и переориентации стратегий.
Особую роль в этом процессе сыграл Центральный банк РФ, который перешёл от функции наблюдателя к функции активного архитектора новой модели через ускоренное импортозамещение в сфере платёжных решений, развитие СПФС (системы передачи финансовых сообщений), расширение юаневых расчётов, поддержку программ льготного кредитования и страхования. Только в 2024 г. благодаря этим мерам индекс физического объема ВДС сектора вырос на 16,5%, а совокупная выручка в банковском сегменте установила новый исторический максимум [2], несмотря на ограничения внешних заимствований и закрытие международных рынков капитала.
Рост цифрового банкинга, расширение систем дистанционного обслуживания, переход к цифровому руб­лю и развитие инструментов коллективных инвестиций стали драйверами внутреннего обновления [3]. Кроме того, в рамках реализации Стратегии развития финансового рынка до 2030 г. [4] сделан акцент на повышении доступности финансовых услуг для населения и бизнеса, формировании внутренней базы сбережений и внедрении механизмов защиты потребителей.
Особо стоит отметить адаптацию страховой отрасли. Уход крупнейших международных игроков освободил рынок, но одновременно лишил его части компетенций. Тем не менее, крупные российские страховщики нарастили долю на рынке ОСАГО, страхования имущества и жизни, частично заместили корпоративное страхование, включая риски ВЭД [5]. В этих условиях выросла роль государственных гарантий и механизмов перестрахования, что особенно важно для крупных инфраструктурных и промышленных проектов.
Финансово-­страховой сектор стал одним из наиболее гибких в условиях внешних шоков, обеспечив макроэкономическую стабильность и сохранение финансовой связности страны. Он не только выстоял, но и усилил своё значение как инфраструктурный каркас для других отраслей, от промышленности до цифровой экономики. При этом его дальнейшее развитие будет определяться балансом между автономностью и технологической открытостью, между контролем и инновациями, между национальными приоритетами и логикой конкуренции.

Деятельность профессиональная, научная и техническая

Отрасль, связанная с профессиональной, научной и технической деятельностью занимает важное место в структуре российской экономики, объединяя широкий спектр высококвалифицированных услуг, от инжиниринга и проектирования до научных исследований, консалтинга и правового сопровождения. Ее значение особенно возрастает в контексте структурных сдвигов, ускоренной цифровизации и курса на технологический суверенитет. За последние 10 лет валовая добавленная стоимость (ВДС) в данном секторе выросла на 19,9% – это умеренный, но устойчивый рост, заметно превышающий общий темп роста российской экономики. Он отражает растущий спрос со стороны как бизнеса, так и государства на экспертные и инженерные решения, особенно в условиях санкционного давления и необходимости замещения недоступных импортных услуг.
Инвестиционная активность в секторе за это же десятилетие была особенно выразительной, а прирост инвестиций в основной капитал составил 338,6% – самый высокий показатель среди всех отраслей. Такой скачок свидетельствует о масштабном обновлении инфраструктуры, росте затрат на разработку технологий, развитии НИОКР и цифровой трансформации сервисов. Поддержку этому росту обеспечили повышение интереса со стороны бизнеса к интеллектуальным и консультационным услугам, а также необходимость в ускоренной разработке собственных решений на фоне ограничения доступа к зарубежной технической помощи и программным продуктам.
По итогам 2024 г. доля сектора в структуре ВДС составила 4,7%. Это делает его сопоставимым с такими капиталоемкими отраслями, как строительство или финансовый сектор, и указывает на его системную значимость. Стоит подчеркнуть, что развитие профессиональных и научно-­технических услуг оказывает мультипликативное воздействие, так как экспертиза, инженерные разработки и проектные решения, производимые в рамках данной отрасли, становятся основой для модернизации и инвестиционного роста в других сегментах экономики, включая промышленность, строительство и энергетическую инфраструктуру.
Итоговая оценка сектора по разработанным нами интегральным индексам (учитывающим совокупно темпы роста ВДС, прирост инвестиций и размер отрасли) указывает на его включенность в группу опережающего развития. Высокие инвестиции в сочетании со значимой долей в экономике и устойчивой динамикой валовой добавленной стоимости позволяют рассматривать его как один из приоритетов на среднесрочную перспективу. В дальнейшем траектория развития будет зависеть от ряда условий, таких как доступность финансирования для развития научных разработок, кадровый потенциал, экспансия технологичного экспорта, в частности в дружественные страны, а также от степени интеграции российских решений в цепочки поставок технологических товаров и услуг.

Добыча полезных ископаемых

Добывающий сектор традиционно занимает важное место в экономике России, выступая не только значимым источником формирования валовой добавленной стоимости, но и главным экспортным генератором валютной выручки. В течение последних лет его позиция в структуре экономики претерпела определённые изменения, сохраняя высокую долю в ВДС, но демонстрируя при этом признаки ограниченного роста в реальном выражении.
В 2014 г. доля отрасли в ВДС составляла 9,1%, а к 2024 г. она увеличилась до 11,7%, несмотря на выраженное снижение в 2020 г. до 9,5% на фоне пандемийного спада. Однако индекс физического объема стагнирует последние три года, свидетельствуя об отсутствии роста добычи, несмотря на рост номинальных показателей. Такая картина типична для ресурсной модели, в которой при росте мировых цен на сырьё (в особенности на нефть, газ и уголь) отрасль наращивает денежный объём, но физические объёмы производства могут снижаться из-за санкционного давления, логистических ограничений, падения спроса в отдельных регионах и технологических барьеров.
На протяжении исследуемого периода государство сохраняло приоритетное внимание к добывающему комплексу, особенно в рамках энергетической и внешнеэкономической политики. В таких стратегических документах, как Энергетическая стратегия РФ до 2050 г., подтверждается задача расширения географии экспорта, диверсификации поставок и привлечения инвестиций в инфраструктурные проекты. Одновременно с этим растёт внимание к устойчивости и экологическим ограничениям, что требует модернизации технологической базы, включая внедрение «зелёных» решений, расширение переработки и увеличение добавленной стоимости внутри страны.
Однако, несмотря на слабые темпы роста ВДС в добывающей промышленности, отрасль остается инвестиционно привлекательной. Как показывают отраслевые данные, объем инвестиций в добычу вырос за десять лет почти в 1,5 раза, а только за 2022–2024 гг. прирост составил 27%, в том числе за счёт активизации проектов в Восточной Сибири, Арктике и на Дальнем Востоке. При этом в 2024 г. отгрузка продукции добывающих предприятий для внутреннего потребления оставалась стабильной, но экспорт в ряде направлений (в первую очередь в ЕС) сократился, что компенсировалось частичной переориентацией на Китай, Индию и Турцию.
Структурно внутри сектора наблюдается усиление инвестиционной привлекательности добычи углеводородов и металлов, объемы ИОК в которых за 10 лет увеличились в 1,5 и 2,7 раза соответственно. В то же время угольная промышленность, хотя и прирастила инвестиции за 10 лет в 1,43 раза, стремительно теряет инвестиционную привлекательность (снижение ИОК только в 2024 г. составило –15,7% г/г).
Добыча газа особенно чувствительна к геополитическим факторам, включая санкции против проектов СПГ и ограничение поставок в Европу. В ответ на это Россия активизировала строительство и развитие альтернативной инфраструктуры: от нефтепроводов до железнодорожных веток и портов на Дальнем Востоке.
Таким образом, отрасль остаётся весомым столпом российской экономики, но сталкивается с необходимостью пересмотра своей экспортной модели, технологической зависимости и стратегического вектора. При текущем уровне неопределённости дальнейшее развитие добычи полезных ископаемых зависит от способности адаптироваться к новым внешнеэкономическим условиям, ускорить внутреннюю переработку сырья и обеспечить устойчивость через технологический суверенитет.

Государственное управление и обеспечение военной безопасности

Государственный сектор, включая управление и оборону, занимает значительное место в экономике России. Его доля в валовой добавленной стоимости составила 8,8% в 2024 г. против 8% в 2014 г. В абсолютных значениях это более 16 трлн руб. ВДС в год, что указывает на то, что это один из значимых секторов экономики, входящий в топ‑5 крупнейших. Рост отрасли произошёл в результате увеличения государственных расходов и масштабирования функций государства от наращивания оборонного бюджета до усиления административной и налоговой инфраструктуры.
Среднегодовые темпы роста отрасли за последние пять лет составили 6,3%, что отражает устойчивое расширение деятельности. Главным драйвером стали военные и квазивоенные расходы, включая мобилизационные потребности, реформу системы контрактной службы и рост оборонного заказа. Одновременно с этим усиливается цифровизация госуслуг, реформируется система казначейства [6], внедряются решения в рамках платформенной модели госуправления («ГосТех», ЕПГУ и др.) [7].

Торговля

Торговля в России, как и в большинстве экономик, представляет собой важнейшую связующую отрасль, обеспечивающую движение товаров, формирование цен и распространение конечной потребительской продукции. Её значение выходит за рамки простого оборота – она отражает состояние внутреннего спроса, платёжеспособность населения и деловую активность компаний.
На протяжении последнего десятилетия торговля оставалась крупнейшей отраслью с точки зрения ВДС. В 2014 г. на её долю приходилось 16,3%, однако к 2024 г. этот показатель снизился до 13,1%. Снижение доли и отрицательная динамика темпов роста на всем десятилетнем периоде связаны со смещением приоритетов экономики в сторону производства, ИТ и финансов, а также с насыщением внутреннего потребления и умеренной динамикой розничного оборота.
Положительные темпы роста ВДС последние два года являются лишь следствием масштабного провала в 2022 г. и ростом благосостояния граждан, наращивающих потребление. Причём структура роста внутри отрасли неравномерна. Оптовая торговля, традиционно доминировавшая по объёмам, продемонстрировала более сдержанную динамику, в то время как розничная торговля и сегмент продажи и ремонта авто росли быстрее. Особенно заметна положительная динамика в 2023–2024 гг. в торговле автотранспортными средствами – секторе, пережившем резкий спад в 2022 г., но затем адаптировавшемся за счёт расширения логистики из других стран, главным образом из Китая.
С точки зрения инвестиций и операционной выручки, торговля остаётся высокооборотной, но сравнительно низкодоходной отраслью. Уровень рентабельности здесь ниже среднего по экономике, особенно в розничной торговле, что обусловлено высокой конкуренцией, ростом операционных издержек и адаптацией к меняющейся потребительской корзине. Несмотря на это, торговые сети демонстрируют инвестиционную активность. Открытие логистических центров, развитие маркетплейсов, внедрение цифровых решений на базе Big Data и систем автоматизации управления запасами – основные направления инвестиций [8]. Так, крупнейшие игроки сектора, включая X5, Магнит, Wildberries и Ozon, за последние три года существенно нарастили свои капитальные затраты. В итоге объем инвестиций в торговле за последние два года увеличился на 8,1%.
Государственная политика в отношении торговли в последние годы сместилась от стимулирования расширения к поддержанию ценовой стабильности и логистической устойчивости. Особое внимание уделяется борьбе с контрафактом, цифровой маркировке товаров и обеспечению продовольственной безопасности. В условиях санкций и внешних ограничений акцент сделан на развитие параллельного импорта, упрощение процедур ввоза товаров, диверсификацию поставок и поддержку торговли в регионах.
Значимым структурным сдвигом стал рост доли онлайн‑­торговли и маркетплейсов, особенно после 2020 г., когда спрос на такие форматы кратно возрос. Электронная коммерция кардинально изменила ландшафт сектора, повлияв на модели потребления, логистику и занятость [9]. В ответ на это государство разработало механизмы налогового и правового регулирования, в том числе в рамках программы цифровой трансформации торговли и услуг.

Операции с недвижимостью

Сектор операций с недвижимым имуществом в России на протяжении всего последнего десятилетия стабильно входит в число лидеров по вкладу в валовую добавленную стоимость. По состоянию на 2024 г. доля данной отрасли составила 10,6% ВДС, что является одним из крупнейших показателей среди всех видов деятельности. Причём доля отрасли в ВДС России относительно устойчива и колеблется от 9,5 до 10,8% в последние 10 лет. Однако такая масштабность требует более детального рассмотрения внутренней структуры и природы создаваемой добавленной стоимости.
Сектор недвижимости делится на два крупных блока – платные рыночные услуги по аренде и операциям с объектами, а также условная стоимость услуг по проживанию в собственном жилье – категория, не связанная с денежными транзакциями, но учитываемая в ВВП по международной методике (согласно рекомендациям СНС). Именно последний сегмент, услуги по проживанию в собственном жилье, формирует до двух третей валовой добавленной стоимости отрасли, что делает её не столько рыночно активной, сколько учётно значимой.
Инвестиции в недвижимость, особенно коммерческую, претерпели трансформацию. Уход западных компаний открыл новые ниши для российских игроков, особенно в сегментах складской и индустриальной недвижимости. Спрос со стороны e-commerce, производства и логистических операторов спровоцировал строительный бум на окраинах крупнейших агломераций. При этом рынок офисов демонстрирует признаки адаптации к новой экономике. Так, наблюдается востребованность форматов гибких пространств, снижение плотности рабочих мест, переоборудование площадей под жильё или mixed-use проекты [10].

Строительство

Строительная отрасль традиционно считается одной из важнейших системообразующих сфер российской экономики, напрямую влияющей на уровень капитальных вложений, инфраструктурное развитие и обеспечение базовых социальных потребностей, включая жилищное строительство и пространственное развитие территорий. Несмотря на то, что её доля в валовой добавленной стоимости постепенно сокращалась с 6,8% в 2014 г. до 4,9% в 2024 г., отрасль остаётся чувствительной к макроэкономическим и государственным стимулам, демонстрируя при этом высокую степень инерционности и отзывчивости к инвестиционным программам.
Анализ изменения ВДС в строительстве показывает восстановительный рост за последние четыре года. После спада в 2020 г., обусловленного пандемийными ограничениями и задержками в проектной деятельности, ИФО отрасли стабильно растет, увеличившись за 4 года более чем на четверть. Это один из самых высоких показателей среди крупных секторов экономики, что отражает активное восстановление и реализацию как частных, так и государственных инвестиционных проектов.
Параллельно с этим наблюдается масштабное увеличение инвестиций в основной капитал. Согласно данным Росстата, на строительство приходится около 50% всех инвестиций в нефинансовые активы в экономике страны. Основные направления вложений – это возведение жилых зданий, транспортной и инженерной инфраструктуры, объектов промышленного и социального назначения.
Ключевым драйвером строительного сектора остаётся государственная жилищная политика. Программы льготной ипотеки, продлённые в условиях экономической турбулентности, стали серьёзным стимулом для спроса на новое жильё. Также действует национальный проект «Инфраструктура для жизни», предполагающий рост ввода жилья и модернизацию городской среды. Наряду с этим реализуются масштабные инфраструктурные проекты, такие как модернизация БАМа и Транссиба, комплексное развитие региональных аэропортов, развитие инженерных сетей и объектов водоснабжения, что даёт устойчивый заказ строительному комплексу.
Однако развитие строительной отрасли сопровождается рядом вызовов. Рост цен на материалы и оборудование, проблемы с логистикой, нехватка квалифицированной рабочей силы и зависимость от импортных технологий в отдельных сегментах создают определённые риски. В ответ на это государство усиливает поддержку строительства, стимулирует локализацию производства строительных материалов и внедрение цифровых технологий проектирования и управления (BIM-технологии).

Информация и связь

В 2010‑е гг. ИКТ ещё воспринимались как вспомогательный инфраструктурный элемент, но с началом 2020‑х гг. его значение в российской экономике вышло за рамки поддержки и стало системным. Начали формироваться самостоятельные центры роста, которые влияли на производительность, логистику, финансы, образование и оборону. По данным Росстата, доля сектора в валовой добавленной стоимости увеличилась с 2,5% в 2014 г. до 3,5% в 2024 г., а в абсолютных цифрах объём ВДС превысил 6,4 трлн руб. Это делает его сопоставимым с такими традиционными секторами, как строительство или сельское хозяйство.
Но важнее всего не масштаб, а характер роста. Сектор демонстрирует один из самых высоких индексов физического объема – 112% в 2024 г., и эта тенденция накапливается уже восемь лет. Кроме того, объем инвестиций в отрасль за 10 лет практически удвоился в реальном выражении. За этим стоят несколько факторов. Во-первых, цифровизация экономики стала стратегическим выбором государства, зафиксированным в национальной программе «Экономика данных и цифровая трансформация государства». Её приоритеты – развитие инфраструктуры связи, переход на отечественное программное обеспечение, стимулирование ИИ, облачных решений, интернета вещей, цифровой безопасности.
Во-вторых, санкционное давление сыграло парадоксальную роль. С одной стороны, оно ограничило доступ к западным технологиям и оборудованию, а с другой – дало импульс ускоренному импортозамещению. В 2022–2024 гг. резко выросли инвестиции в разработку отечественных процессоров, операционных систем, телекоммуникационных решений. Запрос на внутреннюю инфраструктуру (дата-центры, защищённые каналы связи, национальные платформы) стал драйвером развития ИТ-отрасли.
Третьим фактором роста стало изменение поведения бизнеса. ИТ-сервисы и связь стали инструментом выживания и адаптации. Малый и средний бизнес, ранее осторожно подходивший к цифровым решениям, в 2020‑х гг. стал массово переходить в онлайн (в торговле, образовании, здравоохранении, услугах). В результате резко вырос спрос на облачные продукты, CRM, ERP, платформы дистанционного взаимодействия, электронную отчётность, киберзащиту [11].
В телекоммуникационном сегменте картина сложнее. Несмотря на устойчивый спрос и расширение сетей, отрасль оказалась чувствительной к внешним ограничениям. Ограничения на поставки оборудования 5G, проблемы с производством SIM-карт и компонентной базы стали сдерживать технологическое обновление. Операторы связи адаптировались за счёт перехода на китайские и российские технологии, расширения оптической инфраструктуры и развития услуг с высокой добавленной стоимостью (например, облачного хранения и виртуальных рабочих столов).
С точки зрения политики, ИТ-сфера всё чаще рассматривается как элемент технологического суверенитета. В документах стратегического планирования подчёркивается роль ИТ как средства повышения производительности, снижения зависимости от импорта и создания новых экспортных ниш. Отдельный приоритет государства состоит в поддержке кадрового потенциала и технологических стартапов.

Транспорт и хранение

Транспортно-­логистический сектор играет системообразующую роль в экономике России, обеспечивая физическое перемещение ресурсов, товаров и услуг, связывая между собой производственные и потребительские цепочки, внутренние регионы и внешние рынки. Благодаря своему географическому положению, протяжённости и роли в экспортной модели экономики, транспорт продолжает оставаться одним из важнейших направлений государственной инвестиционной политики.
За 2014–2024 гг. доля отрасли в структуре валовой добавленной стоимости оставалась относительно стабильной, варьируясь в пределах 6,2–7,3%. В 2024 г. она составила 6,9% с номинальным объёмом более 12,7 трлн руб. При этом ИФО ВДС сектора за 10 лет прирос на 7,7%, несмотря на ряд шоков – от пандемийных ограничений до внешних санкций, повлиявших на традиционные экспортные маршруты и цепочки поставок.
Ключевым фактором трансформации транспортной отрасли в последние годы стала вынужденная геоэкономическая переориентация. Ограничение доступа на европейские рынки и логистические разрывы вызвали необходимость масштабной диверсификации маршрутов, в первую очередь в восточном направлении. Это отразилось в резком росте значимости Восточного полигона (Транссиба, БАМа и примыкающей инфраструктуры, включая развитие портов на Дальнем Востоке, расширение железнодорожного парка, контейнерных терминалов и логистических хабов).
Особое внимание в структуре сектора заслуживают трубопроводный транспорт, водный транспорт и железные дороги. Они обеспечивают как внутреннее перемещение топлива и продукции тяжёлой промышленности, так и экспорт нефти, газа, угля и удобрений.
Инвестиционная активность в секторе остаётся на невысоком уровне. По данным Росстата, вложения в основной капитал на транспортировку и хранение в 2024 г. выросли на 3% в реальном выражении. Приоритетными направлениями являются модернизация ж/д инфраструктуры, обновление подвижного состава, строительство логистических центров и развитие мультимодальных коридоров. Одним из ключевых проектов последних лет стала реализация транспортной части инициативы «Международный транспортный коридор Север – Юг», предусматривающей интеграцию российских маршрутов в азиатские и ближневосточные транспортные системы [12].
В стратегических документах, включая нацпроект «Эффективная транспортная система», транспорт и логистика рассматриваются как критически важное условие экономической устойчивости и развития экспорта. Особо подчёркивается необходимость увеличения пропускной способности восточных направлений, обеспечения автономности транспортной инфраструктуры, а также стимулирования цифровизации процессов через внедрение интеллектуальных транспортных систем и логистических платформ [13].

Межотраслевые и структурные выводы

Структура российской экономики с точки зрения валовой добавленной стоимости в 2024 г. демонстрирует устойчивое доминирование обрабатывающей промышленности, сервисных и ресурсных секторов, на фоне умеренной, но стабильной роли строительства. Анализ динамики и структуры ВДС позволяет выделить несколько ключевых межотраслевых закономерностей.
Во-первых, сохраняется высокая концентрация экономической активности в нескольких опорных отраслях. Торговля (13,1%), операции с недвижимостью (10,6%), государственное управление (8,8%) и транспортировка с хранением (6,9%) формируют основу современной экономики услуг, аккумулируя около 40% добавленной стоимости. При этом значительная часть этих секторов не связана с производством, что создаёт асимметрию между материальным производством и сферами обращения.
Во-вторых, Россия демонстрирует устойчивый рост в секторе ИТ и связи. Несмотря на относительно небольшую долю в ВДС (3,5%), данный сектор растёт быстрее остальных, опережая по ИФО ВДС ключевые виды деятельности. Это говорит о возникновении нового источника экономической эффективности, способного повлиять на структуру отраслевых цепочек в ближайшие годы.
В-третьих, происходит сдвиг от традиционной зависимости от экспорта сырья к более сбалансированной модели, в которой значимую роль начинает играть внутренний спрос. Например, строительная отрасль и жилищный рынок, поддержанные ипотечными мерами, стали точкой устойчивого роста. Аналогично обрабатывающая промышленность демонстрирует позитивную динамику не только за счёт наращивания экспорта, но и за счёт растущего внутреннего потребления, логистической интеграции и углубления переработки.
В-четвёртых, в ряде отраслей усилилась зависимость от государственного заказа и программ поддержки. Особенно это заметно в сфере транспорта (развитие Восточного полигона), в строительстве (льготная ипотека), в промышленности (субсидии на оборудование и лизинг), а также в финансовой сфере (льготное кредитование, ипотека, программы страхования). Такая модель усиливает адаптивность, но снижает рыночные стимулы и может быть ограничена в условиях нарастания бюджетного дефицита.
В-пятых, наблюдается структурный дефицит в образовательной и социальной сферах. Несмотря на стратегическую важность и роль в развитии человеческого капитала, доли образования (2,9%), здравоохранения (3,1%) и культуры, спорта, досуга (1,2%) в ВДС остаются относительно низкими и практически не растут в относительном выражении. Это сдерживает формирование человеческого капитала, особенно в регионах.
Проведенный анализ отраслевой структуры экономики России позволяет сформулировать несколько базовых выводов о текущем состоянии экономики страны и её трансформационных векторах. Российская экономика в 2024 г. представляла собой смесь инерционности и адаптации. Она базируется на устойчивых опорных секторах, демонстрирует элементы технологического роста, но сохраняет институциональные ограничения, в том числе инвестиционные, территориальные и кадровые. Структурная перестройка, происходящая в условиях внешнего давления, не приводит к резкому разрыву модели развития, а скорее формирует её новую версию, менее глобально интегрированную, но более сбалансированную по внутренним опорам.
Российская экономика вступила в этап глубокой внутренней переориентации. Отказ от прежней модели интеграции в глобальные рынки с прицелом на сырьевой экспорт привёл к формированию новой конфигурации с приоритетом на внутренних производственных и инфраструктурных цепочках, опорой на цифровые и промышленные технологии, а также с усилением государственного участия в управлении отраслевым развитием. Это формирует более замкнутую, но устойчивую систему.
Высокая концентрация добавленной стоимости в немногих секторах сохраняется, что требует переоценки диверсификационных приоритетов и точечной модернизации в тех отраслях, где наблюдается стагнация или риск вымывания производственного потенциала (например, лёгкая промышленность, машиностроение).
Институциональная трансформация приобретает определяющее значение. Новая роль государства как инвестора, регулятора и координатора обеспечивает мобилизационные эффекты, однако при этом обостряет проблему повышения эффективности институтов, снижения административной нагрузки и снижения избыточных барьеров для бизнеса. От баланса этих процессов зависит устойчивость модели в среднесрочной перспективе.
Российская экономика находится в точке системной перенастройки. Структурные элементы новой модели уже проявились – это технологическая переориентация, опора на внутренний спрос, активная промышленная политика, цифровая трансформация и инвестиционный суверенитет. Однако развитие этих элементов требует институционального сопровождения, стратегической согласованности и механизмов оценки эффективности. Только в этом случае можно говорить не просто о стабильности, а о переходе к устойчивому, воспроизводимому росту в условиях новой международной и внутренней архитектуры.

Данная статья подготовлена в рамках государственного задания РАНХиГС.

Сообщение Исследование стратегических приоритетов и структурной трансформации экономики России на отраслевом уровне появились сначала на Энергетическая политика.

Обозреватель «Энергетической политики» Людмила Подобедова

Маржа европейских НПЗ выросла во втором полугодие 2025 года в несколько раз, до рекордных значений, на фоне антироссийских санкций, сокращения поставок российских нефтепродуктов на мировой рынок и нехватки собственных перерабатывающих мощностей, следует из исследования, проведенного журналом «Энергетическая политика» на основе открытых данных европейских компаний.

Кроме того, большое влияние на маржу переработки оказал рост спроса на топливо в третьем квартале при низком уровне запасов нефтепродуктов.

Согласно отчетам TotalEnergies, маржа переработки европейских НПЗ компании в третьем квартале 2025 года подскочила по сравнению с аналогичным периодом 2024 года в 4,1 раза: с $15,4 за тонну до $63 за тонну. В IV квартале она выросла еще на 36%, до $85,7 за тонну. По сравнению с IV кварталом 2024 года, маржа переработки подскочила в 2,3 раза.

Другие европейские нефтеперерабатывающие компании приводят свою маржу переработки в долларах на баррель, однако динамика сходная.

Маржа переработки европейских НПЗ Eni в III квартале 2025 года выросла по сравнению с аналогичным периодом 2024 года в 5,2 раза: с $1,7 за баррель до $8,9 за баррель.  Это позволило Eni загрузить свои НПЗ на 84%, что является максимальным показателем за последние несколько лет.

Крупнейший нефтепереработчик в Восточной и Центральной Европе венгерская MOL увеличила маржу переработки в 2,5 раза по сравнению с тем же периодом 2024 года: с $4 за баррель до $10 баррель, с учетом перерабатывающих мощностей компании в Словакии.

 У англо-голландской Shell маржинальность переработки в III квартале 2025 года выросла в 2,2 раза: с $5,5 за баррель до $12 за баррель. В IV квартале она подскочила еще на 16%, до $14 за баррель. При этом загрузка европейских НПЗ Shell во втором полугодии была максимально возможной и колебалась в пределах 93%-97%.

НПЗ британской ВР увеличили маржу переработки в III квартале 2025 года на 32% по сравнению с первым полугодием 2025 года, до $15,8 за баррель.

Таким образом, антироссийские санкции смогли переломить многолетний тренд на низкую рентабельность европейских НПЗ. Более десяти лет европейские НПЗ сокращали мощности или закрывались под давлением высоких цен на нефть и экологической повестки. Европейские компании предпочитали продавать доли в заводах иностранным участникам.

В итоге Евросоюз стал серьезно зависим от импорта нефтепродуктов, и в первую очередь, дизеля, из России и третьих стран. Ситуация продолжила бы ухудшаться, если бы не начались антироссийские санкции.

В феврале 2023 года Евросоюз вел запрет на прямые закупки нефтепродуктов из России. Тогда европейские потребители увеличили импорт топлива у НПЗ в Индии, Турции, Бразилии и Китае, которые производили их из российской нефти.

В июле 2025 года был принят 18-й пакет санкций, запрещающий с 21 января 2026 года поставку в ЕС нефтепродуктов из третьих стран, при производстве которых была использована российская нефть. Еще до вступления санкций в силу европейские потребители стали искать альтернативные возможности получать топливо.

Оказалось, что быстро закупить крупные партии дизеля на Ближнем Востоке и в США непросто: большая часть объемов производимого топлива была законтрактована азиатскими и латиноамериканскими покупателями.

Ситуация ухудшалась резким сокращением экспорта дизельного топлива из России после атак украинских БПЛА на российские НПЗ, что серьезно повлияло на предложение дизеля на мировом рынке.

Пришлось резко увеличивать загрузку НПЗ в самой Европе. Это привело к взлету маржи переработки и цен на дизель в ЕС в третьем квартале.

Ситуация ухудшилась в IV квартале после полного запрета на экспорт ДТ в самой России, а главное — введения американских санкций в отношении «Роснефти» и «ЛУКОЙЛа». Несколько европейских НПЗ, принадлежащих «ЛУКОЙЛу», были вынуждены сократить объемы переработки из-за сложностей с покупкой нефти. Одновременно индийским НПЗ пришлось закупать более дорогую нефть на Ближнем Востоке, а значит — разгонять цены на произведенные нефтепродукты.

Еще в июле 2025 года глава Total Патрик Пуянне предупреждал, что «высокие цены на дизельное топливо станут устойчивой особенностью мирового рынка». «Это связано, в частности, со всем тем, что произошло вокруг потоков из России. Последнее решение Европейского союза, которое запрещает любой импорт с НПЗ, даже за пределами России, и нацелено на некоторые НПЗ в Индии или Турции снова влияет, я бы сказал, на увеличение дефицита дизельного топлива для Европы», — отмечал он.

По словам П.Пуянне, ситуация продолжит накаляться в 2026 году, и маржа переработки нефти в ЕС может вырасти до $100 за тонну.

Аналитики Morgan Stanley ожидают, что спред на дизельное топливо в Европе по отношению к нефти сорта Brent будет держаться выше $27 долларов за баррель как минимум до середины 2026 года.

Сообщение Антироссийские санкции и падение экспорта ДТ из России привели к рекордному росту маржи переработки в ЕС появились сначала на Энергетическая политика.

Алина ГИМАЕВА
Доцент кафедры разработки и эксплуатации месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, к.т.н., Институт геологии и нефтегазовых технологий, Казанский федеральный университет
Е-mail: argimaeva@yandex.ru

Руфат САДРТДИНОВ
Магистрант, Институт геологии и нефтегазовых технологий, Казанский федеральный университет
Е-mail: rufatsadrtdinov@mail.ru

Введение

Реализация глубоководных проектов по добыче нефти и газа – жизненно важная задача, решение которой может помочь удовлетворить растущий спрос на энергоносители в мире. Более 85% общих ресурсов нефти и газа российского шельфа сосредоточено в арктических морях, что предопределяет актуальность и важность научно-­технического прогресса в этой области для развития нефтяной и газовой промышленности России в целом.
Подводный добычной комплекс представляет собой совокупность технологических блоков, расположенных на морском дне, отвечающих за определенные операции при эксплуатации морских скважин с подводным устьем. Подводный комплекс может сопровождаться гидротехническим сооружением, на котором проводятся вспомогательные операции (контроль, сепарация, и т. д.), либо работать автономно с помощью блока управления. В последние 10 лет происходит активное развитие технологий подводной подготовки скважинной продукции [1]. Размещение технологического оборудования на морском дне в непосредственной близости от устьев скважин позволяет более эффективно осуществлять разработку месторождения, в частности:
– поддерживать необходимое для добычи тяжелой нефти давление на устье;
– повышать давление на входе во внутрипромысловую систему сбора для месторождений с низким пластовым давлением;
– снижать риски, связанные с гидратообразованием в системе сбора;
– обеспечивать эффективную добычу нефти при повышении уровня обводненности за счет использования сепараторов нефть/вода;
– более гибко подходить к проектированию верхних строений морских платформ за счет размещения части технологического процесса на морском дне;
– значительно снижать эксплуатационные затраты за счет подбора оптимального дожимного оборудования (применение однофазных насосов взамен многофазных).

Объект и методы исследования

На сегодняшний день технология подводной сепарации успешно применяется и на только вводимых в эксплуатацию месторождениях, и на месторождениях, где добыча осуществляется уже достаточно длительное время. Для таких «зрелых» месторождений уровень добычи, коэффициент извлечения и, как следствие, общая экономическая эффективность могут быть увеличены за счет продления периода эксплуатации уже существующей технологической инфраструктуры. Например, сепарация попутной воды с ее последующей закачкой в пласт позволит повысить производительность трубопроводов и райзеров и исключить необходимость модернизации технологического оборудования на верхних строениях платформы. При разработке новых месторождений система подводной добычи может быть сразу спроектирована с учетом реализации первичной сепарации на морском дне, в результате чего могут быть снижены требования к производительности аналогичного оборудования на морской платформе [2, 3]. В ряде случаев использование подводных сепараторов позволяет существенно увеличить гибкость проекта и повысить его экономическую эффективность.
Подводная сепарация является достаточно апробированной технологией, и уже получила своё применение на ряде месторождений углеводородов мира.
На сегодняшний день в мире применяется несколько технологий первичной подводной сепарации:
– двухфазная сепарация жидкость/жидкость, реализуемая с применением традиционных гравитационных сепараторов достаточно большого размера или с помощью компактных сепараторов (кессонной конструкции или внутритрубных);
– двухфазная сепарация газ/жидкость (реализуется аналогично предыдущей технологии);
– трехфазная сепарация.
Технологии двухфазной сепарации на сегодняшний день прошли необходимую квалификацию и проверены в эксплуатации на месторождениях Tordis, Pazflor и др. Одной из первых реализованных концепций подводной подготовки продукции скважин является технология сепарации воды из нефти с последующей закачкой отсепарированной воды в пласт.
Первый прототип подводного сепаратора нефть/вода был испытан на месторождении Troll еще в 1999 г. Принцип технологии подводной сепарации состоит в установке специально приспособленного сепаратора, возможно, гидроциклона, который отделяет нефтяную/газовую фазу от воды уже внутри эксплуатационной скважины. Водная фаза закачивается обратно в продуктивный пласт или в другую, более подходящую формацию при помощи насоса, который также установлен в скважине. Так же при подводной сепарации будет снижена добыча воды на установку и обработка на установке пластовой воды. Это позволяет сократить потребление ингибиторов коррозии и гидратообразования.
В системе сбора и подготовки применяется сепарационное оборудование, которое имеет различное исполнение и конструкцию. Сепараторы предназначены для отделения нефти и газа, а также механических примесей. Они проектируются таким образом, чтобы должным образом обеспечить наиболее полное разделение, так как качество разделения определяет эффективность дальнейших операций, а также качество продукции.
Отделение нефти от газа и воды в различных сепараторах производится с целью [4]:
1) получения нефтяного газа, который используется как химическое сырье или как топливо;
2) уменьшения перемешивания нефтегазового потока и снижения за счет этого гидравлических сопротивлений;
3) уменьшения пенообразования (оно усиливается выделяющимися пузырьками газа);
4) уменьшения пульсаций давления в трубопроводах при дальнейшем транспорте нефти от сепараторов первой ступени до установки подготовки нефти (УПН).
Из приведенной классификации сепараторов наиболее простой конструкцией обладают сепараторы, основанные на действии силы тяжести (гравитационные). Такие сепараторы требуют достаточно большого количества времени для отделения фаз. Они являются крупногабаритными.
В виде схемы классификацию можно представить согласно рис. 1 [4].
Отделение нефти от газа и воды в различных сепараторах производится с целью:
1) получения нефтяного газа, который используется как химическое сырье или как топливо;
2) уменьшения перемешивания нефтегазового потока и снижения за счет этого гидравлических сопротивлений;
3) уменьшения пенообразования (оно усиливается выделяющимися пузырьками газа);
4) уменьшения пульсаций давления в трубопроводах при дальнейшем транспорте нефти от сепараторов первой ступени до установки подготовки нефти (УПН).
Из приведенной классификации сепараторов наиболее простой конструкцией обладают сепараторы, основанные на действии силы тяжести (гравитационные). Такие сепараторы требуют достаточно большого количества времени для отделения фаз. Они являются крупногабаритными.
В последнее время все чаще используются компактные сепарационные установки (особенно это актуально для морских месторождений), основанные на центробежной силе, скорость их разделения во много раз превышает скорость разделения гравитационных сепараторов.
Основными факторами, влияющими на эффективность разделения, являются [3, 5]:
– расход газа и жидкости;
– рабочие и расчетные давления и температуры;
– физические свой­ства жидкостей;
– степень разделения;
– вспенивание сырой нефти.
Рассмотрим основные типы наиболее применяемых сепараторов как в общем виде, так и подводного исполнения для морских месторождений, а также их конструкцию и принцип работы.

Гравитационные сепараторы

Гравитационные сепараторы могут использоваться как на суше, так и под водой, в связи с этим приведем краткий обзор обычных гравитационных сепараторов, а также рассмотрим принципы их работы.
Гравитационные сепараторы бывают различных типов [2, 4]:
– горизонтальные;
– вертикальные;
– сферические;
– различные вариации конструкций на их основе.
Вертикальный сепаратор. Сепаратор с жалюзийной насадкой (рис. 2) работает следующим образом. Нефтегазовая смесь под давлением поступает через патрубок 1 к раздаточному коллектору 2, имеющему по всей длине щель для выхода смеси. Из щели нефтегазовая смесь попадает на наклонные плоскости 6, увеличивающие путь движения нефти и способствующие тем самым выделению окклюдированных (растворенных) пузырьков газа. В верхней части сепаратора установлена каплеуловительная насадка 4 жалюзийного типа, сечение которой показано на том же рисунке. Капельки нефти, отбиваемые в жалюзийной насадке 4, стекают в поддон и по дренажной трубе 13 направляются в нижнюю часть сепаратора.

В сечении жалюзи условно показаны две капли нефти: большая а, которая, пройдя две гофры, прилипает к стенке жалюзи и стекает по стенке вниз, и мелкая б, пролетевшая с потоком газа все гофры, не прилипнув ни к одной из них.
Каплеулавливающая насадка 4 может быть различной конструкции. Работа ее должна основываться на следующих принципах:
столкновении потока газа с различного рода перегородками;
изменении направления и скорости потока;
использовании центробежной силы;
использовании коалесцирующей набивки (различного рода металлических сеток).
Перегородки 10 в сепараторе служат для успокоения уровня при пульсирующей подаче продукции скважин, а датчик регулятора уровня поплавкового типа 7 с исполнительным механизмом 8 – для циклического вывода нефти из корпуса сепаратора. Через патрубок 9 с установленной на нем задвижкой сбрасывается скопившаяся грязь. В верхней части сепаратора располагается предохранительный клапан 5, рассчитанный на сбрасывание газа при достижении в сепараторе давления выше нормы, предусмотренной технологическими процессами. На газовом патрубке сепаратора имеется также регулятор давления «до себя» 3, поддерживающий необходимое давление в корпусе сепаратора.
В нижней части корпуса сепаратора устанавливается водомерное стекло 11 с отключающимися краниками 12, предназначенное для измерения количества подаваемой жидкости.
Горизонтальный сепаратор. Газонефтяной сепаратор (рис. 3) состоит из технологической емкости 1, внутри которой расположены две наклонные полки 2, пеногаситель 3, влагоотделитель 5 и устройство 7 для предотвращения образования воронки при дренаже нефти. Технологическая емкость снабжена патрубком 10 для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа 4 и нефти 6 и люк-лазом 8. Наклонные полки выполнены в виде желобов с отбортовкой не менее 150 мм. В месте ввода газонефтяной смеси в сепаратор смонтировано распределительное устройство 9.

Газонефтяная смесь через патрубок 10 и распределительное устройство 9 поступает на полки 2 и по ним стекает в нижнюю часть технологической емкости. Стекая по наклонным полкам, нефть освобождается от пузырьков газа. Выделившийся из нефти газ проходит пеногаситель 3, где разрушается пена, и влагоотделитель 5, где очищается от капель нефти, и через штуцер выхода газа 4 отводится из аппарата. Дегазированная нефть накапливается в нижней части технологической емкости и отводится из аппарата через штуцер 6.
Для повышения эффективности процесса сепарации в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства, представленные на рис. 4.

Сферический сепаратор. Сферические сепараторы применяются для разгазирования нефти при разработке шельфовых месторождений, которые отличаются высоким давлением. Конструкции сферических сепараторов представлены на рис. 5

Каждый из указанных сепараторов в зависимости от его применения и конструктивных особенностей имеет свои преимущества и недостатки.
Горизонтальные сепараторы имеют ряд преимуществ перед вертикальными, большую пропускную способность и более высокий эффект сепарации [6]. В горизонтальном сепараторе того же объема, что и вертикальный, производительность по газу больше, поскольку площадь его в диаметральном сечении в несколько раз превышает площадь вертикального сепаратора. Поверхность раздела фаз, газ – жидкость в горизонтальном сепараторе достаточно велика, поэтому требуется меньше времени для всплытия пузырьков газа в жидкости. Горизонтальные сепараторы монтировать и обслуживать намного проще, чем вертикальные, но они требуют большей площади, что является существенным недостатком, когда месторождение расположено в море.
Для трехфазных потоков горизонтальная конфигурация также лучше всего подходит из-за большей поверхности раздела между жидкостями. Они также лучше подходят для обработки потоков, содержащих песок и другие отложения, и часто снабжаются конусным дном для улавливания песка.
Сферические сепараторы имеют небольшую массу при таком же диаметре, что и цилиндрические, они компактны. Наибольшее преимущество в металлоемкости (масса сепаратора в килограммах, отнесенная к пропускной способности по газу в тысячах кубических метров в сутки) у сферических сепараторов проявляется при работе с газом высокого давления и при больших объемах обрабатываемого газа. Компактность этих сепараторов позволяет легко их обслуживать и проводить необходимый ремонт [7]. По занимаемой площади сферические сепараторы сравнимы с вертикальными.
Впускное (входное) устройство оказывает большое влияние на общую эффективность сепаратора, так как хорошее объемное разделение уменьшает нагрузку на остальную часть сепаратора и, следовательно, сепаратор может быть меньше и дешевле. Нарушение распределения потока во впускном устройстве приводит к необходимости более длительного времени удерживания для получения такой же степени разделения. Кроме того, входное устройство должно быть способно предотвращать вспенивание, что также повышает эффективность и снижает потребность в химических веществах.
Существует несколько типов входных устройств с различными рабочими механизмами. Исполнение этих устройств отличается друг от друга как по эффективности, так и по сложности устройств.
Типы входных устройств [8, 9]:
– разделительная пластина;
– перфорированная трубка;
– входное лопастное устройство;
– впускная труба циклонного типа.
Разделительная пластина. На рис. 6 показаны два примера разделительных пластин. Слева – горизонтальный разделитель, справа – вертикальный. К недостаткам данного устройства можно отнести проблемы с капельками жидкостей (в процессе создаются небольшие капли, которые сложнее потом отделить).

Перфорированная трубка. Перфорированная трубка представляет собой горизонтально ориентированный цилиндр, где нижняя половина удаляется продольно как представлено на рис. 7. Она имеет простую конструкцию, проходя через нее газ и жидкость направляются вниз сепаратора, тем самым забирая за собой некоторый объем газа. Используется в основном в вертикальных сепараторах.

Входное лопастное устройство. Более сложным вариантом является использование распределителя на впускной лопасти, показанного на рис. 8. Такой вариант используется, когда большую часть многофазного потока занимает газ [10]. Это наиболее частое входное устройство в скрубберах.

Впускная труба циклонного типа. Это впускное устройство является наиболее рациональным, так как осуществляет наиболее полное разделение, но имеет сложную конструкцию. Благодаря центробежным силам происходит разделение и распределение потока на газ и жидкость. Так же в этом устройстве возможно отделение твердых частиц. Поток приводится во вращение с помощью специального устройства, центрифуги.
В то же время впускные циклоны могут обеспечить эффективный метод разделения сыпучих материалов. Такие проблемы, как диспергирование и вспенивание, исключаются благодаря гладким поверхностям и высоким центробежным силам.
В таблице 1 представлено сравнение входных устройств по их функциональности. Как видно из таблицы, самым эффективным является циклонное устройство. Впускное устройство является важным элементом в конструкции любого сепаратора, так как оказывает огромное влияние на отделение газа от нефти.

Циклонные (компактные) сепараторы

Тот факт, что гравитационные сепараторы обладают большими габаритами и весом в сочетании с отсутствием пространства на морских установках, приводят к значительному увеличению исследований в области использования циклонических устройств. В циклоне в дополнение к гравитационным силам вводятся центробежные силы, создавая вихрь в потоке. Циклон состоит из впускного и цилиндрического корпуса, где впуск создает завихрение, порождающее центробежные силы на жидкости, в несколько раз превышающие силы гравитации. Из-за различий в плотности жидкость направляется радиально наружу и вниз, в то время как газ приводится внутрь и вверх в цилиндр. Разделение будет происходить гораздо быстрее, следовательно, оборудование для разделения может быть меньше, уменьшая как площадь основания, так и массу.
Конструкция циклонов выгодна по сравнению с другими типами сепараторов, поскольку она проста, не имеет движущихся частей, компактна, мала, что может привести к снижению затрат. Именно компактность делает применение циклонных сепараторов наиболее рациональным вариантом для подводного использования. В настоящее время подводные сепарационные установки используют циклоны как часть технологии в качестве входных или выпускных устройств в гравитационных сепараторах.
В зависимости от условий эксплуатации в каждом конкретном случае определяется, какая из представленных конструкций сепаратора будет наиболее эффективной, при этом также учитывается и экономический показатель [9].
Технология подводной сепарации в настоящее время еще продолжает разрабатываться. Предпочтительно для месторождений, на которых есть необходимость поддержания пластового давления, ее удобно совмещать с обратной закачкой воды. Подводная сепарация также позволяет сократить потребность в энергии и, тем самым, выбросы в атмосферу по сравнению с обратной закачкой с платформы. Подводная сепарация обладает большим потенциалом для морских и арктических месторождений, поэтому вопросы рационального выбора сепаратора будут актуальными для разработки многих месторождений в будущем.

Заключение

Изучив конструкции применяемых в промышленности сепараторов, было выявлено, что гравитационные сепараторы обладают наиболее простой конструкцией по сравнению с другими типами. Гравитационные сепараторы являются крупногабаритными и им необходимо достаточно большое количество времени для отделения фаз, поэтому наиболее рационально использовать их на суше.
В связи с отсутствием пространства на морских установках и необходимости быстрой скорости разделения фаз появилась необходимость подбора компактной сепарационной установки, которая будет отличаться простотой конструкции и позволит снизить затраты. Всем этим требованиям отвечают циклонные сепараторы, являющиеся наиболее рациональным вариантом для подводного использования.
В ходе проведенного анализа конструкций сепараторов было выявлено, что впускное (входное) устройство сепаратора оказывает большое влияние на его эффективность. Существуют несколько типов входных устройств, отличающиеся друг от друга как по эффективности, так и по сложности устройств. Изучив требования, предъявляемые к входным устройствам сепараторов, так и выполняемые ими функции, был сделан вывод, что самым эффективным из них является сепаратор с впускной трубой циклонного типа.

Сообщение Выбор типа сепаратора для разделения многофазной продукции месторождений как средство ресурсоэнергосбережения появились сначала на Энергетическая политика.

Павел ШАХОВ
Начальник управления региональной геологии и ГРР ООО «ЗН НТЦ»
Е-mail: PShahov@nestro.ru

Дмитрий ВОЛКОВ
Руководитель направления управления региональной геологии и ГРР
ООО «ЗН НТЦ», к. г.‑ м. н.
Е-mail: DVolkov@nestro.ru

Герман МАРДАНШИН
Руководитель направления управления по геологии и лицензированию АО «Зарубежнефть»
Е-mail: HMardanshin@nestro.ru

Олег ГЕЙДЕКО
Главный специалист управления по геологии и лицензированию АО «Зарубежнефть»
Е-mail: OGeydeko@nestro.ru

Введение

Сейсморазведка, как метод исследования земной коры, включена в геофизический комплекс геологоразведочных работ (ГРР) в 1920‑х гг. [1]. В последующие десятилетия данные сейсморазведки регулярно демонстрировали свою практическую значимость при решении как научных задач, так и прикладных, связанных с поиском полезных ископаемых.
Первоначально, на стадии поисков и разведки месторождений углеводородов (УВ), сейсморазведка являлась одним из основных методов выявления и подготовки к бурению простых антиклинальных ловушек. В условиях больших углов падения пластов, наличия дизъюнктивных нарушений, присутствия магматических интрузий, солянокупольной тектоники, применяемые ранее методики имели ряд ограничений, а базовые (простые) модели не отражали в полной мере геологию района. В первую очередь эти ограничения были связаны с неустойчивостью и многовариантностью решения обратной кинематической и динамической задач.
По мере развития подходов к поиску и разведке месторождений углеводородов, особенно в регионах со сложным структурно-­тектоническим строением, возникла необходимость модернизации используемых технологических и методологических решений, которые позволили бы применять этот метод и для более сложных разрезов.
Прежде всего эта модернизация была направлена на улучшение качества построений сейсмических изображений и увеличение объема получаемой информации об упругих и фильтрационно-­емкостных свой­ствах пород. Решение вышеуказанных задач на этапе сейсморазведочных работ позволяет сократить диапазон неопределенностей сейсмогеологической модели, усовершенствовать представления о геологическом строении участка недр и повысить эффективность выполняемых ГРР.
В текущей статье авторами будет рассмотрен основной вектор развития технологий сейсморазведки за последние десятилетия на этапе полевых наблюдений, обработки и интерпретации данных c демонстрацией примеров использования современных решений на активах ГК «Зарубежнефть».

Полевые работы

Метод общей глубинной точки (МОГТ), разработанный в 1950 г. американским геофизиком У. Г. Мейном (W. H. Mayne), стал одним из самых распространенных при выполнении ГРР [2]. Использование профильных наблюдений МОГТ (МОГТ‑2D) в условиях, приближенных к горизонтально-­слоистому строению среды, позволяло успешно выявить и подготовить структуры под поисковое бурение. При этом не учитывался фактор широкого развития структурно-­тектонических и структурно-­литологических ловушек, характеризующихся блоковым строением, вертикальной и латеральной неоднородностью ФЕС, малыми эффективными толщинам.
Переход к изучению таких сложнопостроенных геологических сред потребовал новых технологических решений, в том числе при выполнении полевых сейсморазведочных работ. В конце 1960‑х гг. произошел технологический прорыв в области повышения качества сейсморазведочных работ – начало успешной цифровой регистрация полевых данных. Полный переход на цифровую регистрацию полевой информации в СССР был завершён в 1982–1983 гг. Как результат стал автоматизированным процесс сбора данных, увеличилась точность наблюдений по сравнению с аналоговой регистрацией. Кроме того, появились предпосылки к использованию преимуществ цифровой обработки сейсмических данных.

Цифровизация сейсморазведки позволила решить проблему ограниченного количества каналов при регистрации сейсмических данных. Достаточно долгое время использовались 24 и 48 канальные системы регистрации, но затем число каналов стало значительно увеличиваться [3]. Это послужило мощным импульсом к развитию полевых технологий сейсморазведки и появлению площадной модификации работ МОГТ‑3D, которые практически не могут быть реализованы без применения многоканальных регистрирующих систем. Так, в 1990‑х гг. технология МОГТ‑3D постепенно сменила продольное профилирование (МОГТ‑2D). Трехмерная регистрация данных и увеличение плотности точек ОГТ на единицу площади позволили формировать непрерывные сечения волнового поля во всех направлениях и надежнее прослеживать малоразмерные объекты.
Преимущества площадной съемки видны на примере сравнения профиля МОГТ‑2D и аналогичного сечения куба МОГТ‑3D Северо-­Хоседаюского месторождения (Тимано-­Печорский НГБ) (рис. 1). На разрезе МОГТ‑3D отчетливо прослеживаются признаки наличия плоскостей дизъюнктивных нарушений (–1600 мс) и артинских биогермов (–1800 мс), более выразительна волновая картина для франской биогермной постройки. В то же время, на профиле МОГТ‑2D эти особенности геологического строения площади не имеют характерных признаков на сейсмической записи.

Дальнейшее развитие метода МОГТ‑3D связано с применением широкоазимутальных систем наблюдений с целью изучения и учета эффектов анизотропии тонкослоистых и трещиноватых сред. Благодаря широкоазимутальной методике полевых наблюдений повышается точность оценок динамических характеристик волнового поля. Однако масштаб эффектов анизотропии в волновом поле сопоставим с откликом от элементов сложного строения среды, в результате чего возникает необходимость использования априорной информации.
Также следует отметить, что широкий набор азимутов необходим не только для решения перечисленных задач, но и при реализации корректных структурных построений в изотропных средах. Оптимальное количество линий приема при соответствующем шаге между ними не должно быть менее 20–22 единиц, что позволяет соблюдать требования, предъявляемые к съемкам с широким диапазоном азимутов.
Успешным примером выполнения широкоазимутальной съемки МОГТ‑3D можно считать Западно-­Ярейягинский участок недр (Тимано-­Печорский НГБ), где основные перспективы УВ связаны с продуктивными анизотропными отложениями доманикового горизонта (рис. 2).

Методика полевых работ предусматривала систему 150‑кратного перекрытия. Приемная расстановка состояла из 20 линий приема по 240 активных каналов на каждой линии. В качестве источника возбуждения упругих колебаний применялся взрыв заряда в одиночной скважине.
Полученные материалы позволили на этапах обработки и интерпретации корректно построить сейсмическое изображение (с учетом параметров анизотропии) и структурный каркас. Предполагается дальнейшее тиражирование данной методики при выполнении полевых сейсморазведочных работ МОГТ‑3D с целью учета эффектов анизотропии.

Обработка данных

Основной целью этапа обработки сейсмических данных является создание и применение корректного графа с целью максимального подавления регулярных и нерегулярных помех и улучшения кинематических и динамических характеристик волнового поля. При этом значительный вклад вносят процедуры, направленные на решение задачи построения сейсмических изображений. Эта задача включает в себя создание наиболее достоверных скоростных моделей ВЧР и целевого интервала, поскольку без этого не представляется возможным выделить и усилить определенные волновые эффекты (например, рассеянную компоненту), оптимально выполнить миграцию и суммирование ОГТ.
Одним из перспективных направлений построения ГСМ на этапе обработки сейсмических данных является применение технологии полноволновой инверсии (FWI). Метод FWI, разработанный в 1980‑х гг., позволяет максимально использовать зарегистрированную информацию («все типы волн») и восстанавливать скоростные модели среды с высоким разрешением.
Основы метода FWI состоят в минимизации различий между модельным и зарегистрированным сейсмическими полями. На вход подается исходная скоростная модель, как правило, после процедуры томографии по преломленным волнам. На основе исходной скоростной модели происходит расчет синтетических сейсмограмм и их сравнение с реальными, с последующим расчетом невязок и итеративным обновлением скоростной модели от низких частот к высоким [4].
На примере Луцеяхского нефтяного месторождения (Западно-­Сибирский НГБ) продемонстрирована высокая эффективность методики FWI. При сравнении двух полей до и после первого цикла уточнения модели с использованием FWI по рефрагированным волнам уже по начальной модели наблюдалось хорошее сопоставление данных по кинематическим характеристикам, однако в результате уточнения удалось достичь лучшего совпадения данных как по фазовым, так и по кинематическим характеристикам. Результаты обновления ГСМ ВЧР проиллюстрированы на рис. 3.

Обновление ГСМ упростило структурный план по основным комплексам верхних ОГ и увеличило прослеживаемость низкочастотной волны на глубине около 200 м. Затруднительно определить с высокой точностью, может ли данное отражение быть кровлей многолетнемерзлых пород. Тем не менее наблюдается улучшение латеральной прослеживаемости данного отражения после инверсии, а также отмечается хорошая корреляция зон повышенных значений скорости с распространением заболоченных зон и топографией в целом.
Однако процедура FWI является только частью блока построения сейсмических изображений. Сюда относится и проблема миграционных преобразований. Базовыми миграционными преобразованиями продолжают оставаться алгоритмы миграции Кирхгофа, созданные в 1950–1960‑х гг. Тем не менее на современном этапе выполнения сейсморазведочных работ требуется повышенная детальность описания параметров среды в процессе обработки данных. Например, наличие напряжений и трещиноватости приводит к возникновению азимутальной анизотропии, проявляющей себя в азимутальных изменениях скоростей и амплитуд сейсмических волн. Учитывать эти изменения позволяет технология полноазимутальной глубинной миграции, используемая на активах компании.
Данный подход предусматривает исследование освещенности точек среды и оценку её параметров – соотношение зеркально-­отраженной и рассеянной компонент, условия залегания, качество отражений, распределение скоростей, амплитуд и их азимутальных зависимостей [5].
Применение новых алгоритмов широкоазимутальной глубинной миграции на примере Сюрхаратинского месторождения (Тимано-­Печорский нефтегазоносный бассейн) позволили получить глубинные изображения с повышением качества следующих геологических особенностей строения разреза (рис. 4):
уменьшение искажений амплитуд отражений под скоростными неоднородностями;
повышение четкости отображения малоамплитудных тектонических нарушений;
улучшение отображения внутренней слоистости в рифе;
более реалистичное отображение силурийского интервала в волновом поле;
существенное снижение уровня шумов, связанных с полевой системой 3D-съемки.

Интерпретация данных

На этапе интерпретации сейсмических данных выполняется комплексный анализ полученных материалов полевых работ и обработки в совокупности с геолого-­геофизической и промысловой информацией. Он включает себя: сейсмостратиграфическую привязку, анализ волновой картины, корреляцию отражающих горизонтов (ОГ) с целью создания структурного каркаса, динамический анализ с целью прогноза перспективных геологических объектов и их характеристик.
Одно из современных технологических решений для выполнения трассировки ОГ – полуавтоматическая корреляция волнового поля. Разработанные алгоритмы преобразуют отражения сейсмического куба в соответствии с формой сигнала в стратиграфические слайсы и выполняют их полуавтоматическое прослеживание.

Положительные результаты применения процедуры полуавтоматического прослеживания были получены при оперативной оценке неокомского клиноформного комплекса Луцеяхского месторождения (рис. 5). Предшествующая обработка материалов с применением технологии FWI предоставила возможность сформировать сейсмическое изображение высокого качества. Как результат, значительно нивелирована ресурсоемкость процесса полуавтоматической корреляции ОГ, детально проинтерпретирован неокомский интервал разреза, а также выделены слайсы с перспективными геологическими объектами для последующего анализа.

После завершения этапа кинематической интерпретации и создания надежного структурного каркаса возникает необходимость получения информации об упругих свой­ствах среды и их взаимосвязи с ФЕС. Эта задача успешно решается в процессе динамической интерпретации, в рамках которой на первом этапе производится мультиатрибутный и спектральный анализ сейсмических данных.
Однако полноценный переход от характеристик отражающего горизонта к упругим свой­ствам среды возможен с использованием инверсионных преобразований. Наличие распределения упругих свой­ств среды в межскважинном пространстве предполагает прогноз зон с улучшенными ФЕС, как на качественном, так и на количественном уровне.
На текущий момент существует множество различных алгоритмов инверсионных преобразований, возможность применения которых зависит от качества и полноты входных данных, а также от требований решаемой задачи.
Один из успешных примеров расчета инверсии представлен на Харьягинском месторождении (Тимано-­Печорский НГБ), где работы были выполнены после обработки с использованием процедуры FWI. В результате расчета детерминистической инверсии получены кубы упругих свой­ств (акустического импеданса, соотношения Vp/Vs), контроль качества которых привел к принятию решения об использовании технологий геостатистической инверсии и ее материалов как основы для дальнейших работ.
По итогам интерпретации инверсионных преобразований в значительной мере уточнена структура межскважинного пространства и выполнен прогноз ФЕС в неразбуренной части Харьягинского месторождения, по результатам которого впоследствии был успешно пробурен ряд разведочных и эксплуатационных скважин (рис. 6).

В заключение нельзя не отметить активно развивающееся в настоящее время направление машинного обучения в области сейсморазведки. Как правило, в работе нейронных сетей принимает участие обучающая выборка на основе модельных данных или данных ГИС. В зависимости от решаемой задачи нейронные сети могут быть использованы от трассирования дизъюнктивных нарушений до прогноза литологии и ФЕС в межскважинном пространстве. Наиболее активно данная технология используется на зарубежных активах группы компаний (шельфовые месторождения СРВ) для трассирования дизъюнктивных нарушений в условиях сложного блокового строения, в том числе и с использованием отечественного программного обеспечения.
Таким образом, сейсморазведка, как один из широко применяемых методов при поиске и разведке месторождений УВ, претерпела значительные изменения с момента ее включения в комплекс геофизических исследований земной коры. Модернизировались технологии полевых наблюдений, позволяющие выполнять площадные широкоазимутальные съемки для улучшения освещенности разреза. Значительно усложнился математический аппарат процедур, используемых в обработке сейсмических данных для повышения качества построения сейсмических изображений. Интерпретация данных перешла к комплексному формату и включает в себя многочисленные методические подходы, позволяющие усовершенствовать сформированные геологические представления о строении изучаемого разреза. Использование представленных современных технологий сейсморазведки на активах ГК «Зарубежнефть» объективно приводит к снижению рисков ГРР.
Дальнейшее внедрение новейших технологических решений в области сейсморазведки продолжит способствовать повышению геологического успеха и эффективности выявления новых перспективных участков со значительным снижением рисков при разработке месторождений.

Сообщение Современные технологии сейсморазведки: новые вызовы – новые знания о геологическом строении недр появились сначала на Энергетическая политика.

Елена ТЕЛЕГИНА
Член-корреспондент РАН, д. э. н., профессор,
декан факультета международного энергетического бизнеса, РГУ нефти и газа (НИУ)
имени И. М. Губкина
e-mail: meb@gubkin.ru

Ибрагим ХАЛИДОВ
Старший преподаватель кафедры стратегического управления топливно-энергетическим комплексом, РГУ нефти и газа (НИУ)
им. И.М. Губкина, д. э. н.
E-mail: khalidov.i@mail.ru

Введение

Исследование мировой практики развития циркулярной экономики, безотходного производства, «чистых» энергообъектов и сетей, а также интегрированного процесса с учетом пост-ликвидационного периода, представляет несомненный интерес для российской нефтегазовой промышленности.
Наряду со странами Северного моря и Мексиканского залива высокие темпы роста операций по выводу из эксплуатации нефтегазовых объектов ожидаются в других регионах мира, в частности, в странах Юго-­Восточной Азии и Австралии, характеризующихся большим разнообразием отраслевой институциональной структуры и методов регулирования вывода.
К этому следует добавить огромный фронт работ по выводу из эксплуатации месторождений, который предстоит осуществить на суше, решая проблемы «наследия прошлого», то есть оставленных на долгие годы («заброшенных») скважин, представляющих потенциальную опасность для окружающей среды и населения. Текущие и прогнозируемые объемы операций ВИЭНГО показаны на рис. 1.

В связи с тем, что нефтяным компаниям в краткосрочной перспективе предстоит мобилизовать огромные финансовые ресурсы на вывод месторождений из эксплуатации, вопрос о том, какими должны быть источники, механизмы, темпы и размеры финансирования капитальных вложений на завершающем этапе нефтегазового цикла, приобретает первостепенное значение. При этом особую важность играют вопросы защиты выделяемых финансов от дефолта и минимизации риска перенесения налоговых обязательств на население.
В нефтегазовой отрасли России до настоящего времени отсутствуют технические регламенты единых правил и стандартов, регулирующих формирование ликвидационного фонда при выводе месторождений из эксплуатации. В России ликвидационный фонд ранее создавался в размере 10% от суммы регулярных платежей за добычу полезных ископаемых и 10% от суммы отчислений на воспроизводство минерально-­сырьевой базы (ВМСБ) и являлся собственностью государства. С отменой в 2002 г. отчислений на ВМСБ, а также с введением нового налогового кодекса в 2007 г. данный источник финансирования был упразднен. Однако проблема осталась, и, более того, ее значимость по мере старения нефтяной отрасли и по мере накопления числа нерентабельных эксплуатационных объектов, подлежащих закрытию, неуклонно растет.
В настоящее время в России создание ликвидационного фонда предусматривается только для месторождений, разрабатываемых на условиях соглашений о разделе продукции (СРП), которые являются лишь небольшой частью совокупного нефтегазодобывающего потенциала страны.
Учитывая изложенное, вопросы создания необходимой законодательной базы и институциональной структуры управления ликвидационными работами в целях своевременного и надежного их регулирования и финансирования приобретают в нашей стране особую остроту и актуальность.

Мировой опыт

Срок полезного использования активов, также называемый экономическим сроком службы или амортизируемым сроком службы, относится к периоду, в течение которого ожидается, что актив будет полезен владельцу. Мерой полезности актива является то, насколько выгодно его хранить, другими словами, как долго актив приносит больше дохода, чем затраты на его содержание и эксплуатацию. Срок полезного использования нефтяных активов определяется тремя факторами: износом, устареванием активов и извлечением природных ресурсов. Материальные активы со временем обесцениваются из-за нормального износа и в конечном итоге выбывают из эксплуатации, если их периодически не ремонтировать.
Нефтегазовая инфраструктура, как правило, имеет длительный срок службы, который длится многие десятилетия. Активы сегментов «мидстрим» и «даунстрим» могут эксплуатироваться неограниченно долго при надлежащем техническом обслуживании.
Срок полезного использования инфраструктуры добычи определяется темпами эксплуатации нефтегазовых ресурсов. Запасы нефти сокращаются с течением времени. Методы вторичной и третичной добычи могут продлить срок эксплуатации месторождения, но, как только извлечение этих ресурсов становится нерентабельным, соответствующая производственная инфраструктура полностью (или в значительной степени – если существуют иные возможности продления её жизненного цикла) оказывается обесцененной.

Актив устаревает, когда он больше не пригоден для продажи или использования. Среди факторов, связанных с климатом, которые способны сделать активы ископаемого топлива нерентабельными и устаревшими, рассматриваются:
новые технологии в области возобновляемых источников энергии и транспорта;
смещение потребительских предпочтений в сторону электромобилей и домашних солнечных панелей;
государственные налоги и ограничения на выбросы парниковых газов;
политические действия, снижающие прибыльность нефтегазовой инфраструктуры.
Переход к низкоуглеродной экономике угрожает привести к устареванию нефтегазовой инфраструктуры сегментов «апстрим», «мидстрим» и «даунстрим», если только эти активы не будут успешно перепрофилированы (например, нефтяные и газовые скважины для геотермальной энергии или хранения СО2, газопроводы для производства водорода и нефтеперерабатывающие заводы для производства биотоплива). Устаревание вынудит нефтегазовые компании досрочно выводить из эксплуатации многие нефтегазовые активы.
По оценкам Rystad Energy [1] и Wood Mackenzie [2], в 2018 г. был достигнут рекордный показатель по обязательствам вывода месторождений из эксплуатации, расходы по которым для мировой нефтегазовой отрасли составили 11,7 млрд долл., а в течение 2019–2021 гг. по данным обязательствам во всем мире потрачено около 32–36 млрд долл. Однако законы и регламенты о выводе из эксплуатации во многих странах остаются неполными или непроверенными на практике.
В 2013–2017 гг. только на континентальном шельфе Великобритании была прекращена эксплуатация 16% из 472 месторождений. Основной причиной послужило падение цен и смещение точки безубыточности. По прогнозам Wood Mackenzie [2], в ближайшие 10 лет на континентальном шельфе Великобритании расходы на вывод месторождений из эксплуатации составят около 30 млрд долл., учитывая, что практически вся нефтегазодобыча расположена в оффшорной зоне – в Северном море.
Вывод месторождений из эксплуатации является наиболее «зрелым» в Мексиканском заливе США, где с 1985 г. были выведены из эксплуатации в среднем более 100 нефтедобывающих платформ в год. По данным Wood Mackenzie, около 9000 скважин по всему миру находятся на месторождениях, которые в настоящее время конкурируют за то, чтобы оставаться прибыльными при ценах на нефть на уровне 60 долл. за баррель – это относительно высокая цена безубыточности, которая стала непреодолимой для многих месторождений в 2018 г.
Между тем в 2013–2014 гг., когда цены на нефть были высокими, лишь немногие компании реализовывали планы по списанию старых месторождений. Вместо этого они стремились максимизировать текущую отдачу от своих добывающих активов. В 2015–2016 гг., когда цены на нефть упали до низких уровней, многие из этих планов продления срока службы эксплуатации месторождений были частично или полностью отклонены. Только после этого компании приступили к реализации своих обязательств по выводу неконкурентных активов. В 2013–2017 гг. самым активным рынком по выводу месторождений из эксплуатации являлась Европа, в основном за счет Великобритании, на долю которой пришлось больше 50% всех общемировых расходов, согласно Rystad Energy [1], Oil & Gas UK’s [3] и Wood Mackenzie [4]. Однако деятельность по выводу месторождений из эксплуатации будет значительно расти и в других частях мира, в особенности в ближайшей перспективе в Азии, Латинской и Северной Америке.
В связи с ожидаемым резким ростом затрат на операции по выводу месторождений из эксплуатации в нефтедобывающем секторе все более актуальными остаются вопросы стабильного финансирования этих работ. Поскольку нефтяным компаниям в краткосрочной перспективе предстоит мобилизовать огромные финансовые ресурсы, вопрос о том, каковы должны быть источники, механизмы, темпы и размеры финансирования капитальных вложений на завершающем этапе нефтегазового цикла, приобретает первостепенное значение.
Мировая практика в этой области накопила немалый опыт, особенно при ликвидации нефтегазовых объектов на шельфе. Данный опыт весьма разнообразен и имеет свои положительные стороны и существенные ограничения.
Зарубежный опыт подтверждает тезис о том, что нефтегазовые компании на завершающем этапе продуктивной жизни должны быть готовы к более тесному и прозрачному сотрудничеству с местными органами власти и природоохранными структурами, открыто делиться своими прогнозами о сроках наступления ликвидационных расходов, а также информацией об основных факторах, влияющих на эти оценки при подготовке к прекращению эксплуатации скважин, и информацией о конкретных активах.
Нефтяные компании должны отчетливо сознавать, что без установления надлежащих исходных параметров отрасль не может сформировать реалистичные рыночные ожидания в отношении вывода объектов из эксплуатации.
Для глубокого аналитического рассмотрения всего комплекса проблем вывода из эксплуатации нефтегазовых объектов в новых условиях, с учетом энергетической трансформации, необходимо привлекать методы и инструменты из различных областей знаний (геолого-­промысловых, технологических, экономико-­правовых, финансовых и налоговых, геополитического анализа и долгосрочного прогнозирования). Общее представление о структуре такого междисциплинарного подхода можно получить из рис. 2.

Важно отметить, что в условиях новой энергетической парадигмы вывод месторождений выходит за рамки традиционных, ограниченных перспектив жизненного цикла активов. Вместо того, чтобы управлять отдельными проектами с истекшим сроком службы, решающим стратегическим фактором для отдельных компаний становится их способность управлять энергопереходом.
Энергетический переход привел к фундаментальным изменениям в традиционном жизненном цикле, поскольку мир столкнулся с совершенно новой проблемой: огромным разрывом в выводе из эксплуатации, вызванным сменой парадигмы. Вывод из эксплуатации нефтегазовых объектов больше не является стадией «окончания срока службы» энергетического актива, а скорее ключевой частью энергетического перехода в рамках экономики замкнутого цикла. Разрыв в выводе из эксплуатации представляет глобальную проблему.
По самым скромным оценкам, объем финансовых обязательств в мире оценивается в 4–6 трлн долл. При этом только в США прогноз по выводу участков из эксплуатации по всей цепочке нефтегазовой отрасли составляет по разным оценкам ориентировочно 1,4 трлн долл. (детально представлено в таблице 1).

При этом имеющиеся данные по облигациям показывают, что регулирующие органы США обеспечили менее 1% предполагаемой величины обязательств по выводу на суше в виде поручительств по облигациям. Для морских нефтедобывающих компаний охват финансовыми гарантиями обязательств по выводу из эксплуатации выше, но все еще низок. Федеральное правительство США владеет активными облигациями на сумму только 3,5 млрд долл., которые обеспечивают обязательства по выводу в Мексиканском заливе с коэффициентом покрытия 10%.
Например, предполагаемые недисконтированные денежные потоки для покрытия обязательств по выводу в одной только компании BP (Великобритания) оцениваются в размере 16,9 млрд долл. (около 16% от рыночной капитализации компании) [6].
Расходы на выбытие нефтегазовых активов финансируются по мере денежных поступлений от операционной деятельности. Как правило, они не обеспечены финансированием в полном объеме. В отличие от атомной энергетики, где нормативные акты требуют от операторов создания резервных фондов для финансирования расходов на вывод из эксплуатации в течение срока службы электростанций, нефтегазовые компании финансируют расходы на вывод за счет текущих операционных доходов по мере их поступления.
Нормативные акты в различных юрисдикциях включают множество требований к финансовому обеспечению, призванных гарантировать, что обязательства по выводу из эксплуатации нефтегазовых объектов добывающих компаний не останутся без внимания государственных органов и налогоплательщиков. Регуляторы длительное время не требовали от компаний реального финансирования операций по выводу, и в настоящее время многие компании не могут проводить данные операции. В результате инвесторы, кредиторы и в конечном счете нефтедобывающие регионы будут вынуждены платить по накопленным счетам. Остальным участникам (землевладельцам, населению) придется жить с последствиями миллионов оставленных скважин.

Российская практика

Действовавшая в СССР система регулирования в целом ориентировала всех участников проекта на повышение его народнохозяйственной эффективности. В то же время при решении «более частных» вопросов приоритет отдавался интересам отраслевого управления.
С переходом к рыночной экономике критерием выбора проектов стала коммерческая эффективность. Представители бизнеса стали добиваться, чтобы проекты, осуществляемые при государственном участии, также отбирались по коммерческим критериям. Но при этом становилась невыгодной технологически возможная разработка некоторых эксплуатационных объектов месторождений, и недропользователи стали требовать предоставления налоговых льгот. Такие льготы, наряду с проектами социальной и экологической направленности, рассматриваются финансовыми властями как исключения из «общего правила».
В настоящее время создание ликвидационного фонда предусматривается только для месторождений, разрабатываемых на условиях соглашений о разделе продукции (закон РФ, 1996 г.). Для нефтегазовых компаний, добывающих углеводороды в условиях действующего законодательства, детальное положение о формировании и использовании ликвида не разработано. Расходы по выводу из эксплуатации нефтегазовых объектов, как правило, отражаются только в момент планируемой ликвидации, т. е. по мере выбытия скважин, а впоследствии – и всего месторождения. Данные расходы при этом рассматриваются как расходы на текущую ликвидацию и относятся к внереализационным расходам, уменьшающим налогооблагаемую прибыль в период ведения ликвидационных работ.
Необходимость ликвидации скважин и объектов обустройства нефтяных месторождений, включая добывающие и нагнетательные скважины, а также рекультивации использованной территории после прекращения разработки месторождений зафиксирована в законе РФ «О недрах» – основном законодательном акте, регулирующим взаимоотношения между государством и недропользователем [7]. «В настоящее время российская практика предлагает достаточно простое решение проблемы ликвидации ОПФ – выполнять данную работу за счет других объектов и других, более прибыльных в данный момент месторождений» [7].

Текущая ситуация

В 2019 г. были представлены проекты федеральных законов (в части создания пользователями недр ликвидационных фондов) «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» и «О внесении изменений в часть вторую налогового кодекса Российской Федерации», однако с тех пор они находятся на рассмотрении.
В России, по данным «ЦДУ ТЭК», в 2021 г. в эксплуатационном фонде нефтедобывающих скважин насчитывалось около 180 тыс. скважин. Неработающий фонд скважин в декабре 2020 г. составил 42 220 единиц, или 23,6% эксплуатационного фонда.
По данным Росимущества на конец 2015 г. заброшенных казённых скважин было насчитано порядка 1,8 млн. Сколько их сейчас, сколько это будет стоить и кто обязан их утилизировать – неизвестно. По оценкам специалистов, только в Тюменской области насчитывается свыше 10 тыс. недостаточно надежно законсервированных нефтяных скважин, что чревато экологической катастрофой (из-за огромного выброса парниковых газов, таких как сероводород).
Как отмечалось выше, во многих нефтедобывающих странах, несмотря на огромные масштабы работ по завершению нефтегазового цикла, экономические, экологические и социальные последствия вывода скважин и месторождений из эксплуатации остаются неполными или недостаточно апробированными на практике. Еще менее подготовленной в этом отношении к широкомасштабным операциям по ликвидации скважин выглядит нефтегазовая отрасль России.
Прямой перенос некоторых зарубежных подходов в секторе ВИЭНГО на российскую почву требует тщательного анализа. Необходимо отчетливо представлять различия в формах организации нефтедобывающего бизнеса в целом и основные отличия в методах организации вывода из эксплуатации в России и в развитых странах за рубежом. Ниже прилагается далеко не полный перечень таких отличий:
Основное отличие состоит в более широком использовании за рубежом рыночных механизмов при выборе моделей финансирования, в решениях о проведении транзакций (включая M&A), смене собственников, выборе поставщиков услуг, планировании пост-ликвидационных мероприятий и – что особенно важно – в оценке и моделировании общественных выгод и социальных последствий, которым за рубежом посвящено огромное количество работ.
Второе основное отличие (следующее из первого): более широкие возможности в формировании гибкой институциональной структуры управления выводом, связанные, в частности, с включением в бизнес решения оценок основного актива нефтегазовых компаний – запасов нефти и газа. Экономическая оценка запасов позволяет использовать критерии и показатели, определяющие методы регулирования, гарантии создаваемых резервов и риски финансирования сектора вывода, момента прекращения эксплуатации месторождений и скважин, переуступки прав собственности, целесообразности проведения M&A, типов контрактов с поставщиками услуг, и многое другое. Отметим, что в России до настоящего времени отсутствует нормативно-­правовая база для вовлечения запасов нефти и газа в хозяйственный оборот, и транзакции с запасами законодательно не разрешены.
Третьим отличием является преимущественно национальный характер вывода объектов в России, в то время как за рубежом данные операции осуществляются многочисленными участниками, как правило различных юрисдикций. Это способствует использованию эффективных систем обучения, быстрой передаче опыта, развитию конкурентной среды.
Стандартизация и унификация законодательно-­правовых актов, регламентов и правил, действующих в отношении операций на море за рубежом. Это в значительной мере облегчает вопросы планирования и ведения операционной деятельности для многих зарубежных компаний. В России эти вопросы будут особенно актуальны при реализации проектов по добыче нефти на шельфе морей в Арктике и на Дальнем Востоке.
Важным отличием является наличие в ведущих нефтедобывающих странах за рубежом развитой институциональной структуры с многочисленными участниками, обеспечивающими процесс ликвидационных работ, включая разнообразных специализированных подрядчиков, консультационные и обучающие центры, регуляторов контролирующих операции по завершению эксплуатации.
В России действующее законодательство позволяет нефтяным компаниям переложить это бремя на государство, уходя тем самым от необходимости проведения ликвидационных работ (например, через процедуру банкротства). Впрочем, такая ситуация распространена и за рубежом, но во многих странах она регламентируется законодательно.
Сегодня российская нефтяная промышленность недостаточно хорошо подготовлена для использования релевантных инструментов и правил в решении крупномасштабной задачи вывода из эксплуатации нефтегазовых объектов. Сказывается отсутствие или незавершенность законодательной базы, регламентирующей организационно-­правовые, инвестиционно-­финансовые, экологические, социальные и иные аспекты деятельности в секторе ВИЭНГО в период энергетической трансформации.

Первостепенные меры улучшения

В первую очередь необходимо провести инвентаризацию «бесхозных» скважин и проводить регулярный мониторинг их состояния. Обоснование политики в области вывода из эксплуатации нефтегазовых объектов (концептуальных подходов и стратегии междисциплинарных взаимодействий) может сыграть значительную роль по двум причинам:
1)  существует возможность повторного использования и перепрофилирования части инфраструктуры;
2)  необходимо больше внимания уделять стареющим месторождениям и рискам ухудшения энергоемкости и выбросов углерода на добываемый баррель.
Это может привести к оптимизации портфелей нефтегазового комплекса путем отказа от неэкономичных активов с наибольшей интенсивностью выбросов в пользу более благоприятных для климата объектов.
Поскольку как вывод, так и перепрофилирование являются капиталоемкими видами деятельности, роль финансовых институтов имеет решающее значение. В условиях сокращения мирового углеродного бюджета для достижения климатических целей необходимо оценивать инвестиции в новые, существующие и выбывающие нефтегазовые активы в целом.

Выводы

Проблема эффективного управления на завершающей стадии цикла жизни нефтегазодобывающих объектов имеет исключительно важное значение для отечественной экономики, поскольку по мере старения нефтегазовой отрасли растет число объектов, подлежащих выводу из эксплуатации, и увеличиваются соответствующие объемы финансирования.
При этом следует учитывать и возрастающую актуальность экологических проблем в условиях масштабного увеличения работ по выводу из эксплуатации нефтегазовых объектов. Этот процесс усугубляется ростом конкурентных позиций альтернативных и возобновляемых источников энергии в мире и новой климатической политикой, которая создает дополнительные риски для нефтегазовой отрасли, связанные с возможностью приостановки действующих проектов или более раннего прекращения производства по новым инвестиционным проектам мировой нефтегазодобычи.
В то же время следует отметить и ряд преимуществ, а также положительных моментов в условиях проведения ВИЭНГО в России:
Россия как страна с относительно небольшим опытом проведения процедур вывода из эксплуатации месторождений на шельфе морей может эффективно воспользоваться результатами «кривых обучения», сформировавшихся в мировой нефтяной промышленности при проведении морской добычи, избегая тем самым многих крупных просчетов и критических ситуаций, через которые пришлось пройти мировому нефтегазовому бизнесу.
В отношении наземных скважин преимущество России по сравнению с промышленно развитыми странами с длительной историей добычи нефти и газа и огромным фондом накопленных пробуренных скважин (в США и Канаде – на порядок больше) существует заметно меньший удельный риск техногенных аварий и существенно меньшие масштабы потерь на единицу площади (или на 1 жителя). При этом следует также учитывать гораздо меньшую стоимость земельных участков аналогичного размера в России по сравнению со странами с наибольшими объемами выводов (США, Великобритания, Канада).
Россия имеет широкие возможности диверсификации бизнеса в пост-ликвидационный период, поскольку многие новые перспективные направления циркулярной экономики в энергетике ей еще предстоит осваивать.
Россия имеет возможность совершенствовать существующее законодательство и нормативно-­правовые акты по ликвидации месторождений углеводородов с учетом наилучших мировых практик, с тем чтобы недропользователи были заинтересованы в проведении выводов из эксплуатации и работ по охране окружающей среды, добиваясь сбалансированного сочетания в триаде устойчивого развития «экономика – экология – социально-­общественные интересы».
Поиск правильных и в то же время справедливых ответов на вопросы урегулирования финансово-­экономических и фискальных отношений, а также вопросы гарантированного обеспечения экологической безопасности окружающей среды при выводе из эксплуатации нефтегазовых объектов между государством, нефтегазовыми компаниями и обществом в России остается крайне актуальной задачей.
Исходя из этого видится, что каждый новый проект нефтяных месторождений на всех стадиях ввода и вывода из эксплуатации потребует индивидуального подхода, прозрачности и предсказуемости проектов по времени: если государство предоставляет льготы или принимает в пользу проектов целевые законодательные акты, то обязательно должны быть указаны периоды действия таких обязательств.

Сообщение Вывод из эксплуатации нефтегазовых объектов: мировой опыти возможности для России появились сначала на Энергетическая политика.

Тимур МУЛЛАГАЛИЕВ
Заместитель генерального директора
по новым технологиям ООО «ЗН НТЦ»
E-mail: TMullagaliev@nestro.ru

Артем ФОМКИН
Начальник управления инновационного
развития АО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ»,
д. т. н., академик РАЕН
E-mail: afomkin@nestro.ru

Алексей ЧОРНЫЙ
Руководитель направления управления
по разработке месторождений АО «Зарубежнефть»
E-mail: AChorny@nestro.ru

Идея системы: консолидация и управление разрозненными активами в единой системе

Нефтегазовые компании, особенно обладающие диверсифицированным портфелем активов, традиционно сталкиваются с проблемой разрозненности данных и методик планирования. Каждое дочернее общество (ДО), каждый актив зачастую используют собственные, не всегда совместимые инструменты для прогнозирования добычи, расчета экономики и формирования планов развития активов (ПРА). Это приводит к длительному циклу согласований, низкой прозрачности и обоснованности принимаемых инвестиционных решений, а также к высоким трудозатратам при консолидации информации на уровне корпоративного центра. Дополнительно к этому свои неопределенности вносит постоянное изменение внешней конъюнктуры рынка.
Именно эти вызовы легли в основу идеи создания системы Nestro Plan в компании. Ключевой проблемой было отсутствие единой системы, способной ответить на главный вопрос: как максимизировать рентабельность разработки месторождений и оптимально и оперативно реагировать на изменения внешних факторов? При этом под внешними факторами понимаются цена на нефть, курс доллара, ограничения ОПЕК+, а под реакцией компании – корректировка производственной программы или обоснование необходимости изменения налогового режима.
Был сформулирован запрос на создание единой цифровой платформы компании, которая бы позволила:
Консолидировать данные по всем активам ГРиД, включая как российские, так и зарубежные активы, с дальнейшей возможностью тиражирования по другим сегментам бизнеса.
Автоматизировать рутинные расчеты: от прогноза профилей добычи нефти, газа и жидкости до расчета полного комплекса экономических показателей (NPV, FCF, IRR и др.).
Осуществлять оптимизацию: не просто считать сценарии, но и автоматически находить оптимальный комплекс геолого-­технических мероприятий (ГТМ) и управления фондом скважин, максимизируя целевую функцию (NPV, PI, FCF) с учетом имеющихся ресурсных, логистических и инфраструктурных ограничений.
Создать «единое окно» для всех специалистов: минимизировать необходимость работы в отдельных несинхронизированных расчетных файлах (Excel), организовать автоматизированную загрузку из систем-­источников по добыче и экономике, что в совокупности должно привести к значительной экономии трудозатрат, снижению числа итераций и ошибок.
Таким образом, ключевой идеей стало создание не просто еще одного расчетного программного модуля, а целостной системы, поддерживающей сквозной процесс инвестиционного планирования – от скважины до консолидированного отчета по компании, и позволяющей оперативно реагировать на изменения рынка.

Почему решили разрабатывать свое решение?

Прежде чем приступить к разработке, был проведен всесторонний анализ готовых решений. На рынке присутствует ряд коммерческих программных продуктов для моделирования и планирования добычи и расчета экономики. Однако, как показал анализ, большая часть готовых продуктов была направлена на решение узких специализированных задач (оценка рентабельности ГТМ, технико-­экономической эффективности новых скважин), либо попала под санкционные ограничения. Даже те кейсы, которые по большей части решали поставленные бизнес-­задачи, были уже встроены в процессы других ВИНК, а необходимый для компании функционал составлял не более половины заявленного. Тем самым приобретение готовых решений повлекло бы за собой как высокую стоимость лицензий, так и необходимость сложных и дорогостоящих интеграций и доработок, особенно в части оптимизационных алгоритмов, которых у аналогов не было.
Итого, ключевыми причинами, побудившими компанию пойти по пути собственной разработки, стали:
Несоответствие методологий. Существующие решения часто базируются на универсальных алгоритмах, которые не в полной мере учитывали утвержденные в компании методики прогноза добычи, расчета экономики и оптимизации.
Проблемы интеграции. Внедрение стороннего продукта потребовало бы сложной и дорогостоящей интеграции с существующей ИТ-инфраструктурой.
Низкая гибкость и скорость изменений. Зависимость от вендора в вопросе доработки функционала под постоянно меняющиеся бизнес-­требования могла стать «узким местом» и тормозить развитие процессов планирования.
Задачи консолидации. Существующие решения не предлагали готового, адаптированного под структуру компании механизма консолидации производственных и экономических показателей с учетом долей участия.
Необходимость импортозамещения. Часть известных решений подпадают под санкционные ограничения, либо их невозможно приобрести.
Развитие собственных компетенций в области цифровизации и разработки ПО. Реализация первого собственного программного продукта компании, полностью реализованного за счет внутренних ресурсов.
В результате было принято стратегическое решение о создании собственной системы, которая с нуля проектировалась с учетом уникальных требований и методик.

История создания: дорожная карта и фазы проекта

Разработка Nestro Plan ведется не как единовременный проект, а как программа с дорожной картой по фазам. Такой подход позволил минимизировать риски, последовательно проверять гипотезы и наращивать функциональность, постоянно получая обратную связь от пользователей. Создание системы происходило в соответствии с канонами подходов гибкой разработки и Agile.
Общая история создания системы выглядит следующим образом:
Фаза 1 (2021–2022 гг., анализ и прототип). Определение и формализация требований, анализ и адаптация методик, создание минимально жизнеспособного продукта (MVP) для тестирования ключевых гипотез о возможности оперативной оптимизации с максимизацией экономических показателей.
Фаза 2 (2022–2023 гг., выбор архитектуры). Разработка и утверждение масштабируемой сервисной архитектуры будущей полнофункциональной системы, проектирование модульной структуры. Формирование основных расчетных сервисов.
Фаза 3 (2023–2024 гг., полнофункциональная реализация). Создание основной функциональности всех модулей системы, их интеграция между собой и со смежными ИС.
Фаза 4 (2024–2025 гг., пилотирование и тиражирование). Проведение опытно-­промышленной эксплуатации (ОПЭ), расширение организационного периметра системы на новые активы, в том числе зарубежные, и реализация дополнительных направлений развития.
Каждая фаза имела четкие сроки, бюджет и перечень результатов, что обеспечивало управляемость и измеримость (рис. 1).
Фаза 1. Анализ методик, MVP и тестирование прототипа. На старте проекта первостепенной задачей был не столько выбор технологий, сколько глубокий анализ и формализация самих бизнес-­процессов и методик, которые должна была автоматизировать система. Была проведена инвентаризация и актуализация методов прогноза добычи и экономического моделирования, учитывающего различные системы налогообложения, налоговые льготы и специфические условия соглашений о СРП [1, 2, 3, 4].
По итогам работ в 2021 г. был создан MVP – прототип системы, сфокусированный на решении ключевых задач: прогноз добычи для ограниченного числа скважин и полноценный экономический расчет. Этот прототип был протестирован на пилотном активе. Его цель заключалась в том, чтобы доказать работоспособность выбранных подходов, получить первую обратную связь и подтвердить правильность выбранного направления. Успешное тестирование MVP стало зеленым светом для перехода к следующей, более масштабной фазе.

Фаза 2. Выбор архитектуры для полнофункциональной реализации. Осознавая будущие масштабы системы, было уделено первостепенное внимание проектированию надежной и масштабируемой архитектуры. Была выбрана клиент-­серверная web-архитектура, разделяющая пользовательский интерфейс и вычислительные алгоритмы. Система была спроектирована как набор взаимосвязанных модулей, что позволило вести параллельную разработку и легко расширять функционал в будущем.
При этом функционал системы включает в себя три основных расчетных сервиса:
Расчет производственных показателей. Помесячный прогноз добычи и закачки с учетом ГТМ, ремонтов, уплотняющего бурения и интерференции между скважинами.
Расчет экономических показателей. Комплексный расчет NPV, FCF, IRR, налогов и других показателей на базе универсальной экономической модели, включающей все возможные режимы налогообложения.
Оптимизационный блок. Автоматический подбор оптимальной программы ГТМ и управления фондом скважин для максимизации NPV, PI или FCF с учетом инфраструктурных и ресурсных ограничений (рис. 2).

Принципиальным отличием расчетов в системе от предыдущего формата расчета стала возможность моделирования добычи и экономики отдельных скважин, в том числе по базовому фонду, а также возможность формирования рейтинга ГТМ и отсева неэффективных скважин не только по технологическим, но и по экономическим показателям.
Фаза 3. Полнофункциональная реализация. На этом этапе был реализован полный функционал системы. Вышеуказанные сервисы были дополнены обеспечивающими модулями: препроцессинг данных, управление данными и интеграция, аналитика и консолидация. Также были доработаны и ранее реализованные расчетные модули, в частности, добавлен функционал расчета добычи природного газа и конденсата, а в части экономики доработан модуль анализа чувствительности (рис. 3).

Интеграция в корпоративную ИТ-систему потребовала соответствия разрабатываемого решения всем требованиям ИТ-политики и безопасности компании, а также соответствия требованиям Минцифры РФ в части импортозамещения. По итогам работ получено подтверждение статуса системы, и 06.06.2024 г. система была включена в реестр отечественного ПО (запись № 22733), что подтверждает также ее безопасность и возможность применения в госсекторе (рис. 4).

По результатам этапа в 2023–2024 гг. система позволила воспроизвести расчеты проектов развития активов (ПРА) ГРиД РФ с точностью более 99% по добыче и экономике относительно утвержденных версий, что стало дополнительным положительным фактором для перехода системы на этап пилотирования.
Фаза 4. Пилотирование и тиражирование. Текущий этап направлен на применение системы в пилотном режиме для подготовки ПРА 2025 и дальнейшее расширение функционала и границ системы для блока ГРиД. Были проработаны интеграционные взаимодействия с внешними системами и источниками данных как по добыче, так и по экономике. Выполнен наиболее трудозатратный этап работы с пользователями с проведением обучения работе в системе, верификацией реализованных методик и детальной сверкой результатов расчета, посчитанных стандартным образом с вариантами, рассчитанными в системе. Получены положительные отзывы работы пользователей с системой, а также учтены рекомендации по адресным доработкам и необходимым точечным расширениям функционала системы (рис. 5). По итогам всех работ в системе выполнены расчеты всего блока ГРиД компании.

Итоги и планы развития

За четыре года непрерывного развития Nestro Plan превратился из идеи в работающую корпоративную систему, используемую для подготовки ключевых расчетов инвестиционного планирования компании в секторе ГРиД.
При этом ключевые достижения и функциональные возможности системы включают несколько направлений:
Универсальная финансово-­экономи­ческая модель (ФЭМ), которая обеспечивает корректный расчет по активам ГРиД в различных режимах налогообложения (СРП, НДПИ, НДД). Важной особенностью является выполнение расчета поступлений для государства, что представляет собой потенциальный инструмент для обоснования налоговых преференций.
Расчет и оптимизация ПРА. Система не только воспроизводит расчеты ПРА по добыче и экономике блока ГРиД РФ, но и выполняет оперативное планирование и максимизацию экономической эффективности с учетом изменения макропараметров и наличия внешних ограничений. Практические результаты оптимизации впечатляют. Показано, что оптимизация программы ГТМ и отключение неэффективных скважин позволяет увеличить NPV до 10% относительно базовых сценариев по большинству разрабатываемых активов ГРиД. При этом изначально заявленный эффект от оптимизации, по экспертной оценке, не превышал прироста по NPV на 0,5%.
Консолидация активов и моделирование стресс-­сценариев. Обеспечена возможность консолидации ФЭМ по месторождениям и ДО сегмента ГРиД для формирования единой картины, что является критически важным для принятия стратегических решений на уровне холдинга. Система активно используется для моделирования стратегии развития компании по сегменту ГРиД в условиях потенциальных кризисов (падение цен на нефть, ограничения добычи). Проведенные расчеты демонстрируют разную устойчивость проектов к стрессовым условиям при сохранении положительных консолидированных показателей EBITDA и NPV по компании в целом.
Создание единой базы данных с учетом географии компании. Доступ к системе организован как внутри РФ, так и для зарубежных активов. Соответственно, снижается потребность к пересылке расчетов, сокращается количество этапов согласования, что повышает актуальность и своевременность расчетов. На базе уже созданного расчета можно оптимизировать решения, а также выполнить расчеты последующих периодов, что в том числе качественно сказывается на преемственности сценариев их воспроизводимости и адекватности. Возможно переиспользование невыполненных геолого-­технических мероприятий для переноса на последующие периоды (рейтинг ГТМ).
Дорожная карта дальнейшего развития системы включает несколько стратегических направлений:
Оценка активов и портфельная оптимизация. Развитие функционала для проведения быстрой оценки стоимости новых активов и решения задач портфельной оптимизации с добавлением других сегментов деятельности. Данное направление является логическим продолжением развития системы в периметре компании.
Участие в разработке общеотраслевого решения. В рамках совместной работы с ИЦК «Нефтегаз, нефтехимия и недропользование» прорабатывается возможность применения системы и ее модулей в качестве отраслевого решения для переиспользования функционала для других компаний нефтегазового сектора. Проводятся периодические встречи с представителями ИЦК, формируется дорожная карта развития инструментария. Также с коллегами обсуждается возможность использование расчетных модулей системы для независимой проверки и аудита запасов, в том числе с применением разрабатываемых методик суверенного аудита запасов.
Развитие системы для работы с ФОИВ. Обсуждается потенциал развития системы для объективной оценки эффективности налогового регулирования нефтегазовой отрасли страны с целью максимизации доходов как государства, так и недропользователей. Для этого потребуется формирование отраслевой базы данных для Минэнерго РФ и Минфина РФ на основе данных, предоставляемых недропользователями в ФОИВ. С учетом опыта использования универсальной финансово-­экономической модели данное направление видится достаточно перспективным.
Развитие системы как базы для бенчмаркинга проектов по части сроков реализации, капитальных и удельных затрат, показателей геологии и разработки. С учетом накопления базы расчетов планируется взаимная сверка показателей по различным активам и оценка потенциала улучшения показателей компании.
Таким образом, система Nestro Plan эволюционирует от инструмента операционного планирования в стратегическую аналитическую платформу, которая становится цифровым ядром системы управления портфелем активов компании с дальнейшей перспективой создания новых цифровых продуктов для всей отрасли и ФОИВ.

Выводы

Система Nestro Plan успешно трансформировала процессы инвестиционного планирования в компании, создав единое цифровое пространство для управления портфелем активов блока ГРиД. Реализованный функционал позволяет не только автоматизировать расчеты добычи и экономики, но и находить оптимальные решения через встроенные оптимизационные алгоритмы. Практические результаты подтвердили эффективность системы – прирост NPV на отдельных активах достигает 10%. Дальнейшее развитие направлено на расширение периметра применения, включая работу с регуляторами и создание отраслевого решения. Включение в реестр отечественного ПО открывает возможности для тиражирования системы в других компаниях топливно-­энергетического комплекса.

Сообщение Nestro Plan – корпоративная система инвестиционного планирования для управления портфелем активов появились сначала на Энергетическая политика.

Андрей КОНОПЛЯНИК
Профессор, д. э. н., член научного совета РАН
по системным исследованиям в энергетике
Е-mail: andrey@konoplyanik.ru

Немного истории

Бурение первой Самотлорской скважины началось 11 апреля 1965 г. 29 мая 1965 г. буровая бригада мастера Г. И. Норкина вскрыла нефтегазонасыщенный разрез – с этой даты и идет отсчет самотлорской нефти. Скважина дала более 200 м3 в сутки с глубины 1700 м. Полученный в конце июня фонтан в 1000 м3 в сутки возвестил миру об открытии нового нефтяного гиганта в Советском Союзе – Самотлорского месторождения .
Самотло́р – крупнейшее в России и 7‑е по размеру в мире нефтяное месторождение. Геологические ресурсы (по разным оценкам) 6,2–7,1 млрд т, извлекаемые запасы (по разным оценкам, в зависимости от коэффициента извлечения) от 2,7 до более 3,5 млрд т. Размеры месторождения: примерно 47 км с запада на восток и около 78 км с севера на юг. Площадь лицензионного участка составляет 2516,9 км².

Самотлор – уникальное месторождение с очень продуктивными пластами. На первых этапах разработки, когда еще была фонтанная добыча, дебет скважин доходил до 1 тыс. т в сутки. Сегодня месторождение находится на четвёртой (поздней) стадии разработки. Отбор от начальных извлекаемых запасов составляет более 75%, кратность остаточных запасов по отношению к текущей добыче – 47 лет. Доля воды в добываемой на Самотлоре жидкости – выше 90%. Всего за годы эксплуатации месторождения на нём было пробурено более 20 тысяч скважин, добыто более 2,8 млрд т нефти и более 395 млрд м³ газа. Пик годовой добычи (158,9 млн т) был достигнут на месторождении в 1980 г. Значимость Самотлора для нефтяной отрасли страны трудно переоценить (см. рис. 1).

Первую промышленную нефть на месторождении добыли в 1969 г. Но уже в 1973 г. Самотлор обеспечивал треть добычи всей Западной Сибири, через год вышел на добычу 100 тыс. т нефти в сутки. К началу 1978 г. добыто полмиллиарда тонн самотлорской нефти, суточное производство составило 500 тыс. т в сутки. В 1980 г. месторождение вышло на пик добычи – 158,9 млн т в год, что было эквивалентно суммарному объему экспорта нефти и нефтепродуктов страны в том году (см. рис. 2).

Масштабы добычи на Самотлоре поражали воображение даже искушенных, профессиональных нефтяников. Вот как описывает свое знакомство с Самотлором и. о. министра топлива и энергетики В. И. Отт, который отработал на Самотлоре 14 лет, начав с простого инженера и закончив начальником ПО «Нижневартовскнефтегаз»: «…несколько месяцев по прошествии моего приезда сюда я с удивлением смотрел в НГДУ «Нижневартовскнефть» на табло электронном цифры добычи нефти – в час, в сутки… Мне казалось, что там ошибка, что этого не может быть, такие цифры там… где‑то должна быть запятая. … Не каждый может даже сообразить, что одно месторождение может добывать 154 млн т в год» .

Самотлор – пионер разработки месторождений с помощью намывных искусственных островов

Освоение Самотлора осложнялось тем, что 80% его территории – это мелкое озеро, давшее название месторождению (максимальная глубина 3,2 м), а 20% – болота первой категории.
Рассматривались варианты осушения озера (отказались из-за опасности возгорания торфа), строительства свайных оснований для промысловых объектов (слишком дорого, большой расход металла и высокие затраты на его транспортировку). Для материально-­технического снабжения западносибирских промыслов рассматривался, например, вариант использования дирижаблей. В итоге было принято решение насыпать (намывать) искусственные острова (для кустового бурения с них наклонно-­направленных скважин) и соединять их насыпными дамбами с дорожным покрытием для доставки людей и грузов .
Самотлор был мировым пионером широкомасштабного строительства насыпных (точнее – намывных) искусственных островов для добычи нефти. Из-за огромных размеров месторождения было предусмотрено развитие целой системы взаимосвязанных насыпных (намывных) островов, разбросанных по большой, сопоставимой с территорией Москвы, площади. Строительство первого искусственного острова на озере Самотлор было завершено 24 апреля 1971 г. На его создание ушло 25 000 м3 грунта и 50 металлических свай. Остров был рассчитан на 6 скважин, первую буровую устанавливали в течение трёх дней. Бурение кустовым методом на Самотлоре было применено впервые в советской практике .

Самотлор: две стороны медали

Беспрецедентное по темпам и масштабам освоение Западной Сибири, которое невозможно представить нигде, кроме как в СССР того времени, является одним из крупнейших народнохозяйственных проектов нашей страны, сродни таким, как план ГОЭЛРО, индустриализация, эвакуация промышленности Европейской части СССР на Восток в первые месяцы Великой Отечественной вой­ны и развертывание там на ее основе новой промышленной базы страны, освоение целины, атомный проект, космическая программа, строительство БАМа, каждый из которых сопровождался ежедневным подвигом советских людей.
Однако мне бы хотелось остановиться на других уроках Самотлора – насколько страна эффективно распорядилась результатами героического труда нефтяников, осваивавших Западную Сибирь, в частности, Самотлор, и насколько эффективно велось само это освоение. Ибо у каждой медали есть, как известно, две стороны. Вторая сторона медали определяется словом «эффективность», которое, в свою очередь, также имеет два измерения:
Насколько эффективно осваивался Самотлор с точки зрения разработки запасов месторождения.
Насколько эффективно использовались в стране доходы, генерируемые Самотлором и, шире, нефтяной отраслью.
Наконец, каждый народнохозяйственный проект запускает множественные «эффекты домино», масштаб и продолжительность которых зачастую надолго определяют вектор дальнейшего экономического развития страны. Такой вектор для страны задал и Самотлор в тех конкретных исторических условиях, на которые пришлось его открытие и освоение. Поэтому мы и сегодня отчасти продолжаем жить в рамках той парадигмы развития, которая сформировалась в стране в связи с открытием и освоением Самотлора.

Самотлор: эффективность освоения – внутриконтурное заводнение

Как писал В. И. Отт: «И сейчас считаю, и тогда говорил, что планы, которые с каждой пятилеткой становились всё более грандиозными, не соответствовали политике разумной разработки недр. Тот же Самотлор – жемчужину, основное месторождение в Советском Союзе, с объемом запасов 3 млрд т (такого нигде в стране больше нет!) – мы перегрузили. Не скажу, что загубили, но перегрузили основательно. Уровень добычи нефти по проекту там был порядка 100–120 млн т в год – это колоссальная цифра, но его вывели больше чем за 150 млн» .
Г. Г. Вахитов, возглавлявший в те годы ВНИИнефть и один из руководителей составления комплексного проекта разработки Самотлора, пишет: «Исследования показали, что при использовании всех мер интенсификации уровень добычи нефти в 100 млн т/г можно удерживать стабильным в течение 12 лет (1976–1988 гг.), в 110 млн т/г – в течение 10 лет (1977–1986 гг.), в 125 млн т/г – в течение 6 лет (1978–1983 гг.) и в 155 млн т/г – всего в течение одного года (1978 г.)». В январе 1975 г. эта работа была рассмотрена на совещании у министра В. Д. Шашина, «на котором было принято решение, что максимальный уровень добычи нефти должен быть не более 120 млн т/г, а более высокие уровни, как не отвечающие требованию необходимой стабильности добычи нефти, являются нецелесообразными». Тем не менее осенью 1977 г., уже после смерти министра Шашина (когда добыча уже достигла 130 млн т/г), была предложена резкая интенсификация добычи до 140 млн т/г» . В итоге добыча нефти на Самотлорском месторождении в 1980 г. достигла пика в 158,9 млн т.
«Это было очень непростое время для «Нижневартовскнефтегаза». Темпы отбора нефти были запредельными, резко начала расти обводненность скважин, катастрофически не хватало капвложений на ввод новых месторождений, которые находились за сотни километров от Самотлора и Мегиона, значительно снизилось качество нового нефтепромыслового оборудования, снижались объемы бурения и ввод новых скважин, кратно возросла аварийность трубопроводных систем, особенно Самотлора», – вспоминал В. И. Отт .

Нефтяники пытались объяснить руководству страны, что долго так продолжаться не может, что Самотлор не выдержит такой нагрузки, что нужны ресурсы для сбалансированного освоения недр Западной Сибири.
Вот как описывает Ю. К. Шафраник один из таких эпизодов и его последствия: «…коллегия Министерства нефтяной промышленности СССР, которая проводилась в Сургуте в декабре 1987 г. с участием всех нефтяных генералов Западно-­Сибирского НГК, отраслевого министра и первого секретаря Тюменского обкома КПСС. Обсуждался годовой план работ на следующий 1988 г. Тогда В. И. Отт возглавлял «Нижневартовскнефтегаз», О. Н. Яковлев – «Варьеганнефтегаз», а я был генеральным директором объединения «Лангепаснефтегаз». Вот эта … «троица» не согласилась с предлагаемыми Миннефтепромом и обкомом КПСС объемами добычи нефти нашими объединениями на очередной год. Мы выступали, приводили аргументы и называли объемы добычи, за которые готовы отвечать. Наши цифры коллегию не удовлетворяли. Поэтому, распустив остальных участников собрания, оставили только нас. От беседы с руководством ничего хорошего ждать не приходилось. Нам опять дали слово, максимально жестко «надавили на нашу сознательность» в формате: «Стране нужна нефть!» Но мы стояли на своем. Без последствий такая «фронда» остаться не могла. Через несколько дней после этой коллегии Виктор Иоганесович был отправлен на Кубу советником по нефтяным делам, а Олега Николаевича направили на другое месторождение с понижением в должности. Мне, можно сказать, повезло, поскольку я лишь недавно возглавил «Лангепаснефтегаз» …» .
Почему так произошло? Еще раз обратимся к Г. Г. Вахитову: «За рубежом ученые считали и считают технологию заводнения «вторичным», а иногда даже «третичным» методом разработки и полагают, что закачку воды необходимо проводить после разработки месторождения на естественных режимах. … В отечественной нефтяной науке возобладала другая точка зрения, которая предусматривала закачку воды в продуктивные пласты с самого начала их разработки. … проблеме неоднородности пластов и ее роли в процессе первичного заводнения не придали большого значения. Тем более, что первичное заводнение имело большие экономические преимущества: высокие объемы добычи при минимальных капитальных вложениях, короткий срок эксплуатации месторождения с высоким коэффициентом нефтеизвлечения и др. …» .

Г. Г. Вахитов приходит к жесткому и нелицеприятному выводу: «Концепция двухстадийного разбуривания в сочетании с заводнением с первых дней освоения месторождения … не выдержала проверку временем и значительно осложнила развитие нефтяной отрасли и, в первую очередь, вызвала преждевременное обводнение добываемой продукции. …» . И далее приводит сравнение с альтернативным вариантом освоения: «В отличие от внутриконтурного, при законтурном заводнении можно создать такие условия разработки, когда при незначительном снижении темпов отбора нефти можно существенно увеличить КИН  (до 5–10%) при сокращении объемов попутно добываемой воды. Так, при внутриконтурном заводнении добыча 50% начальных извлекаемых запасов сопровождается, как правило, 50‑процентной обводненностью продукции. При законтурном заводнении к моменту начала падения добычи обводненность составляет 5–12%» .
По приводимым Г. Г. Вахитовым расчетам (по данным Е. З. Близнеца и И. Н. Шустера), в случае Самотлора (внутриконтурное заводнение, максимальный темп отбора – 8,7% от НИЗ  – наивысший по рассмотренной группе 13 месторождений и/или их площадей), отбор нефти к моменту начала падения добычи составил 56,2% НИЗ, обводненность на начало падения добычи нефти составила 52%.
Основную причину Г. Г. Вахитов видит в том, что «над всем довлел государственный план со всевозрастающими заданиями. Для удержания достигнутых объемов добычи на промыслах шли на вынужденную интенсификацию отборов жидкости, добывая вместе с нефтью большие объемы закачанной воды, что значительно снижало КПД заводнения» .
Отметим при этом, что и сами нефтяные расходы не отличались высокой экономической эффективностью, несмотря на то, что «главным экономическим критерием нефтедобычи, сложившимся к началу эксплуатации месторождения, явился тезис «обеспечение потребности страны в нефти и нефтепродуктах с минимальными затратами и потерями нефти» . Так, министр топлива и энергетики в гайдаровском правительстве России В. М. Лопухин пишет: «Вернулся из очередной командировки в Сибирь в 1983 г. в полном отчаянии от того, что в нефтянке ничего поправить нельзя. Все неэффективно, нетехнологично… Так, нельзя было получить металл в северном исполнении, что при минус 40 абсолютно критично. Или из всех республик СССР завозились железобетонные блоки транспортными самолетами. Нефтянка, вы, может быть, не догадываетесь, многие годы советской власти жила с открытым руб­левым счетом. Деньги вообще не лимитировались» .

Самотлор: двой­ной эффект «мультипликатора негативных последствий»

После достижения в 1980 г. пика добычи за счет форсированного ее наращивания, на Самотлоре началось столь же резкое, обвальное падение добычи. И сработал (так совпало во времени) комплекс негативных «эффектов домино», ставший «мультипликатором отрицательных последствий» как по затратам, так и по доходам.
Падение добычи на мегапроекте, аналогов которому не было в СССР, означало, что для простой компенсации падения добычи на Самотлоре, то есть для удержания уровня добычи, не говоря уже о ее наращивании, требовалось открывать и вводить в эксплуатацию несколько более мелких месторождений. Это означало удорожание замещающей добычи в результате «анти-эффекта масштаба», увеличивало спрос на капиталовложения и материально-­технические ресурсы для их освоения. Такова общая закономерность освоения любых нефтегазовых провинций, которое всегда начинается с мегапроектов – крупнейших месторождений. Но если разработка гигантов ведется не форсированно, как на Самотлоре, а с выдерживанием максимально эффективных темпов отбора, то прохождение пика добычи происходит более плавно и менее болезненно: плато добычи является более долгим, а последующее снижение – более пологим, уменьшающим нагрузку на экономику за счет более сдержанных инвестиционных потребностей для возмещения выбывающих мощностей.
Однако, как свидетельствует В. Отт, ресурсов стало катастрофически не хватать, но при этом от нефтяников требовали не только удержания, но и наращивания добычи, причем не только планового, но и сверхпланового. Из-за расширяющихся ножниц «задачи – располагаемые ресурсы для их выполнения» страна вошла в свой первый кризис нефтедобычи 1984–1985 гг. (см. рис. 1).
И это при том, что нефтянка, по свидетельству ряда исследователей, как ключевой валютный донор страны, не испытывала недостатка инвестиций – просто спрос на них (сначала из-за опережающего наращивания планов по добыче, а затем из-за обвального ее падения, что требовало еще большего роста инвестиций, уже на возмещение выбытия) рос быстрее, чем возможности его удовлетворения.
Пик добычи на Самотлоре (158,9 млн т) совпал с пиком мировых цен на нефть (41 долл./барр.). Последующее ускоренное падение добычи на месторождении (на треть за 1980–1985 гг.) совпало сначала с таким же снижением, а затем и с дальнейшим обвалом мировых цен на нефть в 1986 г. (см. рис. 1). Это запустило «спираль ухудшения», аналогичную той, в которую вошли в тот же период страны ОПЕК. Объемы располагаемой ресурсной (нефтяной) ренты, которая обеспечивала поступление валютных доходов и формировала текущую подушку безопасности, стали резко падать и для финансирования законтрактованных внешнеторговых обязательств страна стала прибегать к внешним заимствованиям, а затем и к распродаже ЗВР (см. рис. 4).
Можно выделить следующие этапы в меняющейся взаимосвязи нефтяных доходов и внешними заимствованиями как источниками финансирования советского импорта:
1960‑е – первая половина 1980‑х гг. Рост экономики, рост импорта продовольствия, машиностроения и ширпотреба, рост потребности в валюте. Основной компенсатор спроса на валюту – растущие нефтяные доходы. Мультипликатор роста: рост добычи плюс рост (1970‑е гг.) и плавное снижение остающихся на высоких уровнях мировых цен на нефть (первая половина 1980‑х гг.). Рубеж: нефтяной (анти)кризис конца 1985 г.
Вторая половина 1980‑х – конец 1990‑х гг. Сокращение экономики: сначала «перестройка и ускорение» 1980‑х гг. и стагнация нефтедобычи, потом структурный системный кризис реформ 1990‑х гг. и падение добычи нефти. Сохранение низких мировых цен на нефть. Снижение нефтяных доходов как основной доходной статьи и источника валюты, основной компенсатор спроса на валюту – внешние заимствования и ЗВР. Рубеж: нефтяной кризис и дефолт 1998 г.
Начало 2000‑х – до середины 2010‑х гг. Рост экономики, рост импорта по всем статьям расходов, опережающий рост цен на нефть и нефтяных доходов бюджета, опережающий рост бюджетных расходов и спроса на валюту. Основной компенсатор роста спроса на валюту – нефтяные доходы. Рубеж: падение цен на нефть и кризис курса руб­ля 2014 г. Начало введения антироссийских финансовых и технологических санкций, направленных в первую очередь и в основном против нефтяного сектора как основного бюджетного донора страны.

Ловушка Самотлора

Как пишут многие исследователи (Гайдар, Славкина и др.), Самотлор посадил СССР на «нефтегазовую иглу» и привел к зависимости от импорта, которая только усугубилась после распада Союза. Тогда перед нефтяной отраслью постсоветской России встала тройная развилка выбора, как преодолевать кризис оборудования и инвестиций для удержания падающей добычи нефти и сдержать нарастание фонда бездействующих скважин в условиях разрыва существовавших ранее внутристрановых (между республиками СССР) и межстрановых (внутри СЭВ) кооперационных производственных цепочек.
Первый вариант – сохранять эти существовавшие в период СССР производственные цепочки, ставшие в одночасье международными. Но новые, ныне суверенные, государства тут же захотели производить расчеты за производимую ими продукцию уже по международным ценам и получать оплату в СКВ. То есть качество все то же, но цены теперь мировые.
Второй вариант, строить заводы по производству ставшего иностранным оборудования самим. Но этот путь (на которые все же встали некоторые компании) не дает мгновенной отдачи. А оборудование необходимо сегодня.

Поэтому абсолютное большинство нефтяных компаний предпочло объективно неизбежный в тех условиях третий путь – импорт оборудования из капиталистических стран по мировым ценам, но и мирового качества, сопровождавшийся к тому же его пост-продажным обслуживанием, чтобы закрыть, в первую очередь, нарастающую «дыру» добывающих мощностей из-за увеличения фонда неработающих скважин. Конечно, движение по этому пути опиралось не только на существовавшую в то время эйфорию и завышенную (как мы видим с позиций сегодняшнего дня) оценку перспектив сбалансированного взаимовыгодного международного сотрудничества с Западом, но и на реальную поддержку международных институтов по предоставлению финансирования как инвестиционных проектов, так и критического импорта оборудования в условиях системного кризиса перестройки с социалистического на капиталистический путь хозяйствования и при отсутствии у нашей страны суверенного кредитного рейтинга . Первый такой рейтинг появился у России лишь в 1996 г., и он был в области спекулятивных значений. В то же время для получения международного финансирования необходимо было иметь суверенный рейтинг от двух крупнейших западных рейтинговых агентств из трех . Это в итоге загнало страну в англо-­саксонскую ловушку, из которой в результате антироссийских санкций Россия плавно переползает теперь уже в ловушку китайскую .
При господдержке экспорта в Китае догоняющее, а по многим параметрам уже и опережающее мировой уровень качество китайской продукции, является более благоприятным в координатах «цена – качество» в большинстве своем, чем располагаемые российские аналоги. Китайская ловушка для России – это результат глобализации и переноса обрабатывающих производств из капиталистических стран-­нефтеимпортеров в развивающиеся страны (размен дорогой энергии на дешевую рабочую силу) после нефтяных кризисов и ценовых шоков 1970‑х гг. Затем, на базе созданного на западном оборудовании начального индустриального потенциала, пошло дальнейшее развитие (позитивная инерция) и других – новых производств по китайской модели «шеньженя» – заимствований с усовершенствованиями. Противостоять такой экспансии китайского оборудования при нынешней политике ЦБ (ограничительная для инвестиций ключевая ставка) и Минфина (ограничительная для инвестиций система налогообложения, нацеленная на максимизацию сбора налогов безотносительно эффективности их использования через бюджетные траты), на мой взгляд, не представляется возможным.

Бремя Самотлора: параллели и перпендикуляры СССР и ОПЕК

Ситуация, в которой оказался СССР после открытия западносибирских нефтяных гигантов (Самотлор и другие месторождения тюменского ряда – Федоровское, Мамонтовское, Усть-­Балыкское и т. д.) и роста добычи на Самотлоре, совпавшего с периодом роста цен на нефть, оказалась во многом сходной с вызовами того же времени для ОПЕК, но с существенными различиями. Во-первых, страны ОПЕК инициировали и обеспечили рост цен в 1970‑е гг., а СССР благополучно им воспользовался, оказался «фрирайдером». И в СССР, и в ОПЕК возобладал схожий подход: все купим для дальнейшего экономического роста за счет возросшего потока нефтедолларов. Дальше начинаются различия.
В ОПЕК – «все купим» для запуска экономического роста и собственного национального развития, для индустриализации, нефть – донор бюджета, ее обеспечивающая. После серии национализаций нефтяной промышленности в странах ОПЕК в 1970‑е гг. – дальнейшее совместное развитие в кооперации с западными странами, формирование государственных и национальных вертикально интегрированных компаний на базе национализированных добывающих активов западных ВИНК в странах ОПЕК, обретение ими передовых компетенций в совместной работе с Западом в рамках СП, выход на западные рынки, в том числе в сферу конечного потребления .
В СССР – «все купим», что недостает для преодоления проблем экономического роста советской экономики – передовой в военных и двой­ного назначения отраслях, но отстающей по эффективности («цена – качество») во многих гражданских отраслях в рамках советской модели хозяйствования. Тяжелые попытки локализации производства, когда в итоге оказывается быстрее и дешевле (легче, проще) купить, чем производить свое. Высокие нефтяные цены помогают латанию дыр, но сдерживают экономические реформы (результаты нужны здесь и сейчас). Затем снижение цен в первой половине 1980‑х гг. и их резкое падение в 1985 г. – и снова два сценария для СССР и ОПЕК.

В ОПЕК нефтедоллары шли на создание своего индустриального базиса с нуля в густонаселенных странах (Алжир, Венесуэла, Ирак, Иран, Ливия), но и на удовлетворение потребностей многочисленной королевской верхушки арабских монархий стран Персидского залива. А избыточные нефтедоллары, неутилизируемые в рамках товарообмена (нефть на машины, оборудование, вооружения, предметы потребления), вкладывались в финансовую систему Запада, в первую очередь – в 30‑летние государственные казначейские обязательства США. Тем самым был обеспечен экономический рост США за счет наращивания внешнего долга, финансируемого нефтеэкспортерами – результат секретного соглашения между США и Саудовской Аравией 1974 г. Поэтому снижение цен на нефть привело в итоге к пересмотру амбициозных программ развития на более сдержанные, с одной стороны, но с другой – к нарушению дисциплины квот странами ОПЕК, в первую очередь теми, кто влез в программы долгового финансирования экономического развития под обеспечение будущими нефтяными доходами, считая, что цены на нефть сохранятся высокими. Это привело к коллапсу нефтяных цен 1986 г. (причины были мной многократно описаны ранее ).
В СССР нефтедоллары шли в значительной степени на компенсацию издержек (низкой эффективности) ресурсорасточительной модели хозяйствования в рамках ранее созданного индустриального потенциала страны. Снижение цен на нефть совпало с «перестройкой и ускорением», началом открытия страны для иностранных инвестиций – первые постановления СМ СССР и ЦК КПСС о создании совместных предприятий с социалистическими (№ 48) и капиталистическими (№ 49) странами датированы январем 1987 г. Стало происходить замещение падающих доходов от нефти внешними заимствованиями (а затем и распродажей ЗВР) в рамках сохраняющейся низкой эффективности советской экономики (см. рис. 4), что иллюстрируется, в частности, низкой эффективностью использования нефтяных доходов, которые тратились в значительной степени на компенсацию потерь и бесхозяйственности.

СССР: Эффективность использования нефтяных доходов

«Большая нефть» страны, заметной частью которой был Самотлор, не только обеспечивала рост советской экономики, но и компенсировала издержки советской модели хозяйствования. Самотлор давал стране не только нефть, но и валюту (нефть быстро стала основным советским экспортным товаром), во многом спасал СССР от дефицита передовой машиностроительной продукции гражданских отраслей, продовольствия, товаров ширпотреба.
Как пишет М. Славкина: «После энергетического кризиса 1973 г. СССР быстро наращивал объемы нефтяного экспорта в западные страны, которые, в отличие от союзников по соцлагерю, расплачивались свободно конвертируемой валютой. С 1970 по 1980 гг. этот показатель вырос в 1,5 раза – с 44 до 63,6 млн т. Еще через пять лет он достиг 80,7 млн т. И все это на фоне стремительно растущих цен на нефть. Объемы валютных поступлений СССР от нефтяного экспорта поразительны. Если в 1970 г. выручка СССР составляла 1,05 млрд долл., то в 1975 г. – уже 3,72 млрд долл., а к 1980 г. возросла до 15,74 млрд долл. Почти в 15 раз! Это был новый фактор развития страны» .
Если в 1960‑х гг. доля нефти и нефтепродуктов в общем объеме экспорта СССР составляла примерно 12%, то за период с 1970 по 1984 гг. доля нефти и нефтепродуктов в советском экспорте увеличилась до 41,6%, но при дальнейшем наращивании экспорта в физическом измерении (см. рис. 2) снизилась к 1990 г. до 25.7%  в результате падения мировых цен на нефть.
Однако как сработал этот фактор развития? Во-первых, низкая эффективность весьма расточительной советской системы хозяйствования , когда зачастую «брали числом, а не умением», приводила к тому, что с трудом добытое, произведенное, заработанное с легкостью разбазаривалось, разворовывалось, уходило в потери (государственное – значит ничье). На пике добычи нефти в стране в 1988 г. примерно четверть всех валютных доходов СССР от экспорта нефти и нефтепродуктов была израсходована на закупку продовольствия за рубежом в объемах, компенсирующих потери сельхозпродукции, выращенной в стране, но утраченной (ушедшей в потери) на пути от поля до прилавка .
В 1963 г., после жесточайшей засухи, СССР был впервые вынужден пойти на крупные закупки зерна в капиталистических странах (главным образом в США и Канаде), чтобы прокормить своё население. В 1965 г. закупки пришлось повторить, а с 1972 г. зависимость СССР от импорта продовольствия стала хронической . Особенно чёрными в этом плане выдались 1980 и 1985 гг., когда пришлось импортировать зерна на суммы, соответственно, 43 млрд и 45 млрд долл.. Как видим, на импорт продовольствия тратилось в несколько раз больше, чем выручалось от экспорта нефти – в 1980 г., на пике нефтяных цен и пике добычи на Самотлоре, – в три раза больше. Разницу стали покрывать внешние заимствования (см. рис. 4).
Еще примерно четверть всех валютных доходов СССР от экспорта нефти и нефтепродуктов в 1988 г. ушла на закупки комплектного импортного оборудования, которое так в итоге и не заработало – оказалось некомплектным, разукомплектованным по пути к месту установки, утраченным в неиспользованных и неустановленных запасах . Для примера: в конце 1980‑х гг. от четверти до 40% неустановленного оборудования в капитальном строительстве было импортным, причем половина его – из капиталистических стран. На 01.01.1991 г. половина импортного оборудования, подлежащего установке, находилась на складах предприятий и строек отраслей ТЭК СССР менее года, но 10,5% – более года, 14,9% – более двух лет, 15,7% – более трех лет, а 7,5% – с 1985 г. и ранее (то есть 5 лет и более) .
Во-вторых, расходы на поддержку стран-­членов СЭВ и многочисленных «дружественных» режимов за рубежом, когда СССР зачастую фактически покупал их лояльность, передавая им часть ресурсной ренты от разработки наших нефтяных месторождений. Так, СССР поставлял в страны-­члены СЭВ свою нефть по льготным ценам – средневзвешенной, в разное время, за предшествовавшие 3–5 лет. В 1970‑е гг., когда за десятилетие цены взлетели в 20 раз, это означало, что внешнеторговые цены на нефть для стран-­членов СЭВ были на уровне 2/3 от мировых, а то и ниже. Взамен мы получали продовольствие, ширпотреб и машиностроительную продукцию, не всегда мирового качества, но зачастую по мировым ценам (еще одна форма поддержки «братских режимов»).
СССР не поставлял нефтепродукты в страны-­члены СЭВ. Но при этом в странах СЭВ с помощью СССР были построены современные НПЗ с глубиной переработки более высокой, чем в СССР. Поэтому страны СЭВ заявляли советскому руководству нефтяные потребности своих стран выше, чем нужно для внутреннего потребления, а «излишки» преимущественно легких нефтепродуктов, полученных из дешевой советской нефти, продавали в Западную Европу уже по мировым ценам и за СКВ, зарабатывая тем самым на СССР уже трижды .
За 1970‑е гг., по оценке американских аналитиков, доходы СССР от экспорта (в котором всё более важную роль стала играть сырая нефть) увеличились в четыре раза при увеличении объёмов экспорта нефти всего на 22%. Доля нефти и нефтепродуктов в советском экспорте за 1965–1975 гг. увеличилась с 17,2 до 31,4%. В 1980 г. экспорт углеводородов (преимущественно нефти) на пике мировых нефтяных цен принёс СССР уже около двух третей всех валютных доходов. В стоимостном выражении объём советского нефтегазового экспорта вырос за 1970–1980 гг. с 414 млн до 14 млрд долл. (по другим данным до 15) и до 19,1 млрд долл. в 1984 г, в т. ч. около 16 млрд долл. за счет нефти .
Самое трудное для Самотлора время началось в 1980‑е гг., когда мировые цены на нефть рухнули в конце 1985 г. (см. рис. 1). Интенсивное наращивание добычи на Самотлоре в 1970‑е гг. вышло на запредельные для этого месторождения уровни. Затем форсированный рост неизбежно сменился столь же резким падением, которое пытались сдержать в том числе административными методами, но это оказалось невозможным.
И не вина нефтяников, что с таким трудом добытая нефть шла в значительной степени не на развитие страны, а на покрытие издержек низкой эффективности советской модели хозяйствования или на покупку лояльности союзнических и/или дружественных режимов за рубежом.
Как говорил Е. Гайдар: «Когда цены на нефть столь высоки в стране, зависящей от конъюнктуры нефтяного рынка, стимулы проведения реформ пропадают» . И еще раз процитируем М. Славкину: «Под влиянием новых финансовых источников у советского политического руководства сложилось стойкое представление о том, что теперь острейшие экономические и социальные проблемы можно решать не за счет повышения эффективности хозяйственной системы, а за счет растущих доходов от экспорта нефти и газа. Наметившийся путь обновления системы (в результате Косыгинских реформ – А.К.) был отброшен. Выбор казался очевидным. Зачем мучительные и сомнительные с идеологической точки зрения преобразования, когда в наличии такие финансовые поступления?» .
У любой медали, как известно, есть и оборотная сторона. «Обратная сторона» обильной нефти Западной Сибири и уникального Самотлора заключается в том, что эта «Большая нефть» на практике сдержала (а, по сути, свернула) экономические реформы в стране. «СССР созрел для реформ еще в 1960‑х гг., но Чехословакия как политический и нефть Самотлора как экономический факторы отсрочили политические реформы на 15 лет, а экономические – на 20 лет», пишет министр экономики в правительстве Гайдара А. Нечаев .
Сказанное, конечно, ни в коей мере, ни в малейшей степени не умаляет подвиг всех тех, кто осваивал Западную Сибирь и добывал «Большую нефть» страны. Все эти первопроходцы честно делали свое дело, зачастую в неимоверно тяжелых условиях. Это был подвиг нефтяников Западной Сибири, а «Самотлор – это не название месторождения, это название Подвига» (В. Отт).
Однако основной урок Самотлора, полагаю, заключается не в героизме участников его освоения, а в том, что главное для страны – это не желание больше произвести, добыть, продать, собрать налогов, а максимально эффективное использование произведенного, добытого.

Сообщение Уроки Самотлора: две стороны одной медали появились сначала на Энергетическая политика.

Михаил ГЛАДКОВ
Начальник Управления
комплексной экспертизы проектов
Е-mail: pr@nestro.ru

Игорь АФАНАСЬЕВ
Заместитель генерального директора
по геологии и разработке, к. ф.-м. н.
Е-mail: pr@nestro.ru

Николай ПЕТРОВ
Руководитель направления Управления комплексной экспертизы проектов, к. т. н.
Е-mail: pr@nestro.ru

Александр КУНДИК
Заместитель начальника Управления
комплексной экспертизы проектов
Е-mail: pr@nestro.ru

Кира СЕДЫХ
Руководитель направления Управления комплексной экспертизы проектов
Е-mail: pr@nestro.ru

Введение

По мере увеличения масштаба проектов начинает расти процентное превышение затрат и сроков. Согласно данным института Grattan, проекты стоимостью менее 35 млрд руб. превышают затраты на 19%, в то время как проекты стоимостью более 100 млрд руб. превышают затраты на 30% [4]. Эдвард Мерроу в своем исследовании приводит следующую характеристику: крупные проекты редко бывают средними, они либо очень успешны, либо являются полным провалом [6]. Ключевой причиной снижения эффективности проектов и недостижения целевых показателей является недостаточный уровень проработки проектов на ранних этапах.
В нефтегазовых проектах относительно инфраструктурных добавляется усложнение в виде неопределенности по оценке объема запасов, составу флюида и добычных возможностей месторождения. Как пример, при успешном строительстве инфраструктурных объектов на блоке LL‑652 в Маракайбо отсутствие подтверждения добычных возможностей пласта привело к тому, что фактический уровень добычи оказался ниже целевого в 6 раз (20 тыс. баррелей в сутки при плане в 115 тыс. баррелей в сутки), и компании Statoil пришлось списать убыток в размере 400 млн долл. США [5].
Для повышения качества принимаемых решений была поставлена задача разработать подход к определению уровня проработки проекта при переходе с этапа на этап жизненного цикла.

Анализ существующих подходов к оценке качества проработки проектов

Для оценки качества проработки решений в мировой практике используются различные индексы предпроектной проработки. Три наиболее популярные методологии в этой области включают Индекс FEL (Front-­End Loading) от IPA[6], Индекс PDRI (Project Definition Rating Index) от института строительства CII США [2] и Методологию качества решений, разработанную различными авторами [1], [9]. Также компании разрабатывают внутренние методологии по оценке качества проработки проектов.

Методология качества решений [1], [9] предполагает систематическую оценку проработки проекта по шести ключевым элементам:

1. Корректность рамок решения.
2. Креативные альтернативы.
3. Актуальная и достоверная информация.
4. Ясность ценностей и приоритетов.
5. Корректность обоснования.
6. Готовность к реализации.

Итоговая оценка качества решения определяется баллом по самому слабому из перечисленных элементов, что подчеркивает значимость наименее развитого аспекта в общей структуре проработки проекта.
Индекс FEL от IPA [6] основан на базе данных более 15000 проектов. На основании результатов замеров индекса готовности проектов и фактических результатов исследования IPA можно увидеть прямую зависимость между уровнем проработки проекта и достижением его целей (сроки, стоимость и уровень добычи). Проекты с высоким индексом FEL достигали целей в >60% случаев, в то время как проекты с низким уровнем проработки достигали целей только в 10% случаев.
Индекс IPA FEL включает в себя три категории: проработка проектной территории, технические решения для подземной и наземной частей и планирование реализации проекта, однако его детальная структура является коммерческой тайной.
Индекс PDRI [2] основан на статистических данных более чем по 100 проектам с затратами более 15 млрд долл. и сфокусирован на требованиях к разработке проектной документации. Статистика показывает, что у проектов с высоким значением индекса PDRI на 24% ниже изменение стоимости и на 12% меньше запросов на изменения.
Индекс PDRI состоит из двух блоков: проработка технических решений и организационная готовность. Чек-лист блока проработки технических решений состоит из 70 элементов, блок организационной готовности – из 27 элементов.
В дополнении вышеуказанных индексов стоит упомянуть несколько других авторов и компаний, которые разработали альтернативные индексы, такие как Индекс PRII от российской компании PMSoft [8] и PDR от Peter Kirkham [7].
Для анализа существующих методик и оценки возможности их применения было проведено сравнение по ключевым критериям (таблица 1).

Вывод по итогам анализа. Ни одна из рассмотренных методик не является полностью универсальной: PDRI не учитывает геологическую специфику, методология IPA закрыта, а DQ носит слишком общий характер для прямого применения на инвестиционных проектах. В связи с этим было принято решение о разработке собственного гибридного индекса, который бы сочетал в себе детальность PDRI, фокус на отраслевой специфике аналогично IPA, будучи при этом полностью адаптированным под задачи и процессы АО «Зарубежнефть».

Разработка индекса готовности проекта

Разработка индекса велась итерационно и включала в себя:
Анализ лучших мировых практик.
Проведение экспертных сессий с проектными командами АО «Зарубежнефть» для определения ключевых требований.
Пилотное тестирование прототипа на нескольких проектах.
Калибровку весовых коэффициентов и критериев оценки на основе полученной обратной связи.
Результатом исследования является собственный индекс готовности проектов при переходе с этапа на этап, который оценивает уровень проработки по трем ключевым блокам: подземная часть, наземная часть и бизнес-кейс.
В каждом разделе описано целевое состояние проработки элементов в зависимости от этапа проекта на основании разработанных требований. Основой для количественной оценки являются детальные требования к проектам, описывающие, что должно быть разработано и представлено на каждом из этапов жизненного цикла.
В ходе пилотного тестирования установлено, что наиболее подходящий формат оценки – очное экспертное рассмотрение независимых экспертов и проектной команды, что обеспечивает максимальную открытость и объективность оценки.
Система оценки требований составлена таким образом, что большая часть элементов блока по подземной части должна достичь максимального уровня проработки к завершению этапа выбора концептуального решения, а блок наземной части должен достичь максимального уровня проработки после запуска объекта в эксплуатацию.
По каждому критерию описано целевое состояние для каждого этапа с учетом уровня неопределенности и целесообразности проведения трудо­емких расчетов. Так, на ранних этапах геологоразведочных работ в требованиях сделан фокус на сбор эмпирических данных по окружающим месторождениям, подбор аналогов и проведение бенчмаркинга. Возможно проведение расчетов на упрощенных одномерных и аналитических моделях, в то время как для прохождения этапа выбора концептуальных решений требуется проведение детальной оценки с применением трехмерных моделей и более совершенных аналитических и расчетных методов. Данный подход обеспечивает эффективное распределение ресурсов и позволяет снизить погрешность чрезмерного усложнения при недостатке данных.
Увязка индексов проработки проекта с процессами компании позволяет оценить, какие процессы внутри компании требуют оптимизации в случае систематического недостижения связанных с ними индексов проработки.
Результаты оценки качества предпроектной проработки проектов при переходе с этапа на этап встроены в процесс принятия инвестиционных решений. При принятии решения о дальнейших инвестициях в проект предоставляется заключение независимой экспертизы, подкрепленное количественной оценкой качества предпроектной проработки в виде рассчитанных индексов. Также формируется перечень рекомендаций, обеспечивающий увеличение уровня проработки до оптимальных значений.

Апробация и результаты

В ГК «Зарубежнефть» данный подход был опробован на шести крупных проектах. Система оценки позволяет визуализировать уровень проработки в виде графика с областью оптимальной проработки проекта для данного этапа жизненного цикла. Если индекс проработки находится ниже оптимального интервала, то проект недостаточно проработан, если выше, то выполнено избыточное количество мероприятий для данного этапа проекта. Избыточность проявляется, например, в случае выполнения опережающих работ по проектированию без уверенной основы по геологии и разработке. Зачастую это в дальнейшем приводит к дополнительным затратам на перепроектирование или к движению по проекту с неоптимальным набором сооружений. Оптимальным является нахождение индекса проработки в верхней части «зеленой» зоны для данного этапа жизненного цикла.
В качестве примера на рис. 5 представлены результаты расчета индекса общей проработки для одного из проектов на этапе «Оценка». Первоначальная оценка показала общий уровень проработки в 40%. Основные рекомендации, исполнение которых могло привести к увеличению индекса проработки, были направлены на:
уточнение прогноза добычи с использованием инструментов оценки неопределенностей;
выполнение исследования предлагаемой технологии эксплуатационного бурения;
корректировку дерева решений и логики реализации проекта.

После выполнения этих рекомендаций повторная оценка показала рост индекса до 49%. Доработка проекта до этого уровня позволила принять взвешенное инвестиционное решение, в рамках которого был скорректирован план работ будущего периода, оптимизированы капитальные затраты на ~190 млн руб., существенно скорректирована концепция проектных работ и добавлены мероприятия по снятию ключевых неопределенностей.
Описанный подход позволяет производить детальный анализ уровня проработки проектов и оперативную корректировку плана работ при принятии инвестиционного решения. Для удобства использования алгоритм оценки переведен в формат табличного чек-листа с понятным интерфейсом, что позволяет применять его не только на контрольных процедурах при завершении этапа крупного проекта, но и для самостоятельной оценки на оперативном уровне в проектных командах (рис. 6).

Основные выводы

1. Разработанный индекс является эффективным инструментом для поддержки принятия инвестиционных решений, позволяя выявлять и устранять «слабые зоны» проектов на ранних стадиях.
2. Применение индекса способствует повышению качества проектного управления, оптимизации капитальных затрат и, как следствие, положительно влияет на ключевые экономические показатели проектов (NPV, IRR).
3. Инструмент может использоваться как для независимой экспертизы, так и для оперативного мониторинга и самооценки в проектных командах.

Сообщение Создание и внедрение индекса качества проработки крупных проектов на ранних этапах в АО «Зарубежнефть» появились сначала на Энергетическая политика.