Вывод из эксплуатации нефтегазовых объектов: мировой опыти возможности для России

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

Метаданные научной публикации

Вывод из эксплуатации нефтегазовых объектов: мировой опыт и возможности для России
Decommissioning of oil and gas facilities: global experience and opportunities for Russia

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

Elena TELEGINA
Corresponding member of RAS,
D. Sc. Economics, Professor, Dean,
Faculty of International Energy Business, Gubkin Russian State Oil and Gas University
e-mail: meb@gubkin.ru

Ibragim KHALIDOV
Senior Lecturer at the Department of Strategic Management of the Fuel and Energy Complex, Gubkin Russian State Oil and Gas University, Doctor of Sciences in Economics
E-mail: khalidov.i@mail.ru

Аннотация. Мировая практика в области вывода из эксплуатации скважин и месторождений, как формы избавления компаний от неликвидных балансовых активов, накопила немалый опыт при ликвидации нефтегазовых объектов на шельфе. Данный опыт весьма разнообразен и имеет свои положительные стороны и существенные ограничения. В условиях возможного обесценивания нефтегазовых активов основная проблема состоит не только в минимизации негативных экологических последствий от проведения ликвидационных работ, но и в возможности интеграции операций по выводу из эксплуатации нефтегазовых объектов (ВИЭНГО) в общий цикл нефтегазового производства, когда ликвидационные операции не только создают проблемы для компаний, отрасли и экосоциальной системы в целом, но и открывают новые возможности, способствующие низко(без)углеродному устойчивому развитию.
Ключевые слова: ВИЭНГО, ликвидационный фонд, скважины, инвестиции, налоги, риски.

Abstract. World practice in the field of decommissioning wells and fields as a form of writing-off illiquid assets has accumulated considerable experience in the liquidation of oil and gas facilities on the shelf. This experience is very diverse and has its positive aspects and significant limitations. In the context of possible depreciation of oil and gas assets, the main problem is not only to minimize (optimize) the negative environmental consequences of liquidation work, but also to integrate operations for the decommissioning of oil and gas facilities into the general cycle of oil and gas production, when liquidation operations not only create problems for companies, the industry and the eco-social system as a whole, but also open up new opportunities that contribute to low (no) carbon sustainable development.
Keywords: VIENGO, abandonment fund, wells, investments, taxes, risks.

УДК 338:45

DOI 10.46920/2409‑5516_2025_12215_10

EDN: ZUXXRW

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.

Использованные источники

1. APM. Stakeholder Engagement Resources / Association for Project Management. URL: https://www.rystadenergy.com/newsevents/news/press-releases/Global-decommissioning-set-to-hit-record-$36-billion-over-the-next-3-years (дата обращения: 07.01.2025).
2. Wood Mackenzie. 32 Billion U.S. Dollars To Be Spent On Decommissioning Worldwide In Five Years. URL: https://www.woodmac.com/reports/upstream-oil-and-gas-us32-billion-of-decommissioning-worldwide-over-the-next-five-years-is-the-industry-ready-9599 (дата обращения: 07.01.2025).
3. Oil & Gas UK. Decommissioning Insight: annual survey and report. URL: https://oilandgasuk.cld.bz/Decommissioning-Insight-2018/38 (дата обращения: 07.01.2025).
4. Wood Mackenzie. UKCS Decommissioning: Challenges in the Current Price Environment. URL: https://www.woodmac.com/reports/upstream-oil-and-gas-ukcs-decommissioning-challenges-in-the-current-price-environment-37636260 (дата обращения: 07.01.2025).
5. Carbon Tracker. Energy and Carbon Tracker 2023: User’s Guide. URL: https://iea.blob.core.windows.net/assets/abc45536-24e3-4901-bac6-92e77ab59168/EnergyandCarbonTracker2023-UsersGuide.pdf (дата обращения: 17.05.2024).
6. BP Form 20-F, 2022. URL: https://www.bp.com/en/global/corporate/news-and-insights/press-releases/bp-files-annual-report-on-form-20-f-for-2022.html (дата обращения: 28.10.2024).
7. Крюков В.А., Анашкин О.С. Нефтяные фонды — инструмент стерилизации или инструмент модернизации? // XIII Международная научная конференция по проблемам развития экономики и общества : Сборник статей. Книга 4. Москва : Издательский дом Национального исследовательского университета «Высшая школа экономики», 2012.