Технико-экономическое обоснование разработки газовых месторождений ПАО «Башнефть»: комплексный анализ и перспективы развития

Нефтегазовая отрасль, будучи локомотивом мировой экономики, постоянно сталкивается с вызовами, требующими глубокого стратегического осмысления. Истощение легкодоступных традиционных запасов и рост капиталоемкости освоения новых, зачастую трудноизвлекаемых, месторождений ставят перед компаниями задачу не просто добывать, а делать это максимально эффективно. В этих условиях технико-экономическое обоснование (ТЭО) превращается из формального документа в критически важный инструмент принятия инвестиционных решений. Оно позволяет не только оценить финансовую привлекательность проекта, но и учесть весь спектр технологических, экологических и социальных рисков, обеспечивая долгосрочную устойчивость и прибыльность.

Целью данной работы является глубокий, многогранный анализ процесса технико-экономического обоснования разработки газовых месторождений на примере деятельности ПАО «Башнефть» — компании, играющей значимую роль в российской нефтегазовой индустрии. Мы рассмотрим ее историю, производственные мощности, инновационный потенциал, а также ключевые методики расчета капитальных вложений, операционных затрат, себестоимости и налоговой нагрузки. Особое внимание будет уделено влиянию внешних макроэкономических факторов, государственной политики и экологических аспектов, которые формируют уникальный контекст для инвестиционных решений «Башнефти».

Структура данной работы призвана обеспечить всестороннее раскрытие темы, переходя от общих сведений о компании к детальному анализу экономических показателей и внешних влияний. Такой подход позволит студентам экономических и инженерно-экономических специальностей сформировать полное представление о сложности и многогранности процесса ТЭО в условиях современной нефтегазовой отрасли.

Общая характеристика и стратегическое положение ПАО «Башнефть»

История и современность ПАО «Башнефть» представляют собой яркий пример эволюции крупной нефтегазовой компании, которая, зародившись в регионе с богатыми углеводородными ресурсами, стала неотъемлемой частью национальной энергетической стратегии. От первых скважин до статуса публичного акционерного общества, интегрированного в структуру крупнейшей российской корпорации, «Башнефть» прошла путь, полный технологических прорывов и экономических трансформаций, что свидетельствует о её способности к адаптации и росту в меняющихся условиях рынка.

История формирования и этапы развития ПАО «Башнефть»

История нефтяной промышленности в Башкирии, по сути, берет свое начало 16 мая 1932 года с момента открытия легендарного Ишимбайского нефтяного месторождения. Это событие стало отправной точкой для бурного развития целого региона. На его базе, в условиях послевоенного восстановления страны, в 1946 году был создан «Башнефтехимкомбинат», который впоследствии и лег в основу современного ПАО АНК «Башнефть».

Послевоенные годы были временем интенсивного наращивания производственных мощностей. Благодаря активной геологоразведке и внедрению новых технологий, уже в 1954 году объединение «Башнефть» заняло лидирующую позицию в СССР среди нефтедобывающих компаний. Пик расцвета пришелся на 1967 год, когда годовой объем добычи нефти достиг рекордных около 48 млн тонн. Этот период характеризовался не только количественными показателями, но и значительными достижениями в области разработки месторождений и переработки углеводородов.

С течением времени компания претерпевала и организационные изменения. В 1975 году она была переименована в Производственное объединение «Башнефть», что отражало укрупнение и централизацию управления. Важный этап в ее современной истории наступил в 1995 году, когда компания получила статус открытого акционерного общества, начав свой путь на фондовом рынке. С июня 2015 года форма собственности была изменена на Публичное акционерное общество (ПАО), что подчеркнуло ее открытость и соответствие международным стандартам корпоративного управления. Переломным моментом стало вхождение ПАО АНК «Башнефть» в состав ПАО НК «Роснефть» в октябре 2016 года, что обеспечило компании мощную синергию и доступ к новым ресурсам и рынкам.

Организационно-правовая форма, структура собственности и ключевые виды деятельности

В настоящее время ПАО АНК «Башнефть» функционирует как публичное акционерное общество, что подразумевает возможность свободной купли-продажи ее акций на бирже и высокий уровень прозрачности в управлении. Структура собственности компании отражает стратегическую важность для государства и региона: контрольный пакет (57,66% уставного капитала) принадлежит ПАО «НК «Роснефть», крупнейшей государственной нефтяной компании России. Значительная доля — 25,000001% — сохраняется за Республикой Башкортостан, что подчеркивает региональную привязанность и социальную ответственность компании. Главный офис «Башнефти» по-прежнему находится в Уфе, столице Башкортостана, что свидетельствует о сохранении исторического наследия.

Основные виды деятельности ПАО АНК «Башнефть» охватывают весь производственный цикл, от недр до конечного потребителя, что делает ее вертикально-интегрированной компанией:

• Разведка и добыча нефти и газа: Фундамент деятельности, включающий геологоразведочные работы, бурение скважин, эксплуатацию месторождений.
• Производство нефтепродуктов и нефтехимической продукции: Переработка сырья на собственных мощностях для получения высококачественных продуктов.
• Сбыт произведенной продукции: Реализация нефтепродуктов через собственную розничную сеть и оптовые каналы.

Такая комплексная модель позволяет компании максимально контролировать цепочку создания стоимости и минимизировать внешние риски.

Ресурсная база и география присутствия

Географический охват деятельности ПАО «Башнефть» впечатляет, что подтверждается расположением ее ресурсной базы в трех стратегически важных нефтедобывающих регионах России:

• Волго-Уральская провинция: Исторический центр добычи, где сосредоточено большинство зрелых месторождений компании.
• Тимано-Печора: Регион с высоким потенциалом, характеризующийся сложными геологическими условиями, требующими передовых технологий.
• Западная Сибирь: Ключевой нефтегазоносный регион России, обеспечивающий значительную долю национальной добычи.

На сегодняшний день в промышленной эксплуатации «Башнефти» находится свыше 180 месторождений, что подтверждает масштаб и диверсификацию ресурсной базы. Помимо добычи, компания располагает мощным нефтеперерабатывающим комплексом, включающим три крупных НПЗ: «Башнефть-УНПЗ», «Башнефть-Новойл» и «Башнефть-Уфанефтехим». Их совокупная мощность переработки составляет 23,5 млн тонн в год, что позволяет перерабатывать значительные объемы сырья и производить широкий ассортимент нефтепродуктов.

Завершает производственный цикл развитая розничная сбытовая сеть, состоящая из 542 действующих автозаправочных станций, расположенных в 14 регионах России. Это обеспечивает стабильный канал реализации продукции и прямое взаимодействие с потребителями. Таким образом, ПАО «Башнефть» предстает как мощный, вертикально-интегрированный игрок с обширной ресурсной базой, развитой инфраструктурой переработки и сбыта, что укрепляет ее стратегическое положение в российской и мировой энергетике.

Производственная деятельность и инновационный потенциал ПАО «Башнефть»: Основа для ТЭО

В условиях истощения традиционных запасов и возрастающих требований к экологичности производства, успех любой нефтегазовой компании напрямую зависит от ее способности к инновациям и эффективному восполнению ресурсной базы. ПАО «Башнефть», будучи частью одной из крупнейших мировых энергетических корпораций, активно инвестирует в эти направления, что становится фундаментом для каждого технико-экономического обоснования новых проектов.

Динамика восполнения запасов и объемы добычи

Восполнение запасов углеводородов является критически важным показателем устойчивости и долгосрочной перспективы любой нефтегазовой компании. «Башнефть» демонстрирует впечатляющие результаты в этом направлении, ежегодно обеспечивая полное замещение добытых объемов. Так, в 2024 году компания прирастила запасы углеводородов на 114% от объема добычи, что свидетельствует о непрерывной и успешной геологоразведочной деятельности. Эта тенденция не является исключением: в 2022 году «Башнефть» также полностью восполнила запасы нефти и газа, а в 2023 году этот показатель достиг 135%, прирастив 24,4 млн тонн нефтяного эквивалента.

За последние пять лет, с 2019 по 2023 годы, компания продемонстрировала выдающиеся результаты, увеличив запасы нефти и газа промышленной категории на более чем 170 млн тонн нефтяного эквивалента. Эти успехи не были случайными: специалисты «Башнефти» за тот же период открыли 7 новых нефтяных месторождений и 298 новых залежей нефти на уже разрабатываемых участках, большинство из которых расположены в Республике Башкортостан. Постоянное пополнение ресурсной базы обеспечивает стабильность будущей добычи и является ключевым фактором, который учитывается при разработке любого ТЭО.

Роль ООО «РН-БашНИПИнефть» в технологическом развитии

Залогом успешного восполнения запасов и эффективной добычи в сложных геологических условиях является мощная научно-исследовательская и проектная база. В структуре «Роснефти», а значит и для «Башнефти», эту роль выполняет ООО «РН-БашНИПИнефть». Этот институт является не просто научным подразделением, а настоящим центром компетенций в области разработки и добычи нефти и газа.

Особое значение институт приобретает в работе с нетрадиционными запасами, такими как низкопроницаемые коллекторы, а также с такими сложными формациями, как баженовская свита и доманиковые отложения. Разработка этих запасов требует уникальных подходов, глубоких научных знаний и специализированных технологий, которые активно развиваются и внедряются благодаря работе «РН-БашНИПИнефть». Именно здесь формируются научные основы для повышения коэффициента извлечения углеводородов, оптимизации режимов эксплуатации и, как следствие, для повышения экономической эффективности будущих проектов, что напрямую влияет на результаты ТЭО.

Цифровая трансформация и передовые технологии в разработке месторождений

Современная нефтегазовая отрасль немыслима без цифровизации. «Башнефть», через свой институт «РН-БашНИПИнефть», активно участвует в цифровой трансформации производства, разрабатывая и внедряя передовые аппаратные и программные решения. Эти инновации направлены на повышение точности геологоразведки, оптимизацию бурения и максимизацию дебитов скважин.

Среди ключевых технологических решений, внедряемых компанией, можно выделить:

• «Цифровое месторождение»: Интегрированная система управления всеми процессами на месторождении в режиме реального времени, от добычи до транспортировки, позволяющая оперативно реагировать на изменения и оптимизировать производственные параметры.
• Использование искусственного интеллекта: В частности, программный комплекс «РН-СЕЙСМ» значительно ускоряет поиск перспективных пластов и интерпретацию сейсмических данных, что сокращает сроки геологоразведки и повышает ее точность.
• «Виртуальный расходомер»: Инновационное решение для удаленного контроля за добычей скважин, позволяющее точно определять дебит без установки дорогостоящего физического оборудования, снижая капитальные и операционные затраты.
• Цифровое кернохранилище: Решение, разработанное в рамках цифровой трансформации, обеспечивает эффективное хранение, анализ и доступ к данным керна, что критически важно для детального изучения коллекторских свойств и моделирования пластов.
• Технологии заканчивания горизонтальных скважин и многостадийного гидравлического разрыва пласта (ГРП): Эти методы являются краеугольным камнем для работы с низкопроницаемыми коллекторами. Горизонтальное бурение увеличивает площадь контакта с пластом, а многостадийный ГРП создает разветвленную сеть трещин, что в совокупности значительно увеличивает дебит скважин и позволяет эффективно разрабатывать те запасы, которые ранее считались нерентабельными.

Все эти технологии не только повышают операционную эффективность, но и качественно меняют подход к технико-экономическому обоснованию, позволяя более точно прогнозировать объемы добычи, оптимизировать капитальные и операционные затраты и, в конечном итоге, повышать инвестиционную привлекательность проектов.

Проблемы эксплуатации газовых месторождений и пути их решения

Несмотря на все инновации, эксплуатация газовых месторождений, особенно на завершающей стадии, сопряжена с рядом серьезных проблем. Ключевые из них:

• Снижение пластового давления: Естественный процесс, который приводит к уменьшению энергии пласта и, как следствие, к снижению притока газа к скважинам.
• Уменьшение дебитов скважин: Прямое следствие снижения пластового давления и обводнения продуктивных горизонтов.
• Рост себестоимости добычи газа: По мере истощения месторождения требуются более сложные и дорогостоящие методы интенсификации, что увеличивает удельные затраты.

«Башнефть» активно работает над преодолением этих вызовов. Используются различные методы интенсификации добычи, такие как компрессорные станции для поддержания давления, оптимизация режимов эксплуатации скважин, а также применение методов увеличения нефтегазоотдачи (МУН/МУГ). Институт «РН-БашНИПИнефть» разрабатывает индивидуальные подходы для каждого месторождения, учитывая его геологические особенности и стадию разработки. Внедрение вышеупомянутых цифровых решений и технологий ГРП также направлено на продление продуктивной жизни месторождений и поддержание рентабельности добычи даже в условиях естественного истощения. Таким образом, производственная деятельность «Башнефти» представляет собой комплексный подход, где инновации и научные разработки служат залогом устойчивого развития и эффективного ТЭО будущих проектов.

Методология и экономическая оценка инвестиционных проектов по разработке газовых месторождений

Оценка инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли – это сложный, многоступенчатый процесс, требующий глубокого понимания как технических, так и экономических аспектов. В основе каждого решения о разработке нового месторождения или модернизации существующего лежит технико-экономическое обоснование (ТЭО), которое служит своего рода дорожной картой для инвесторов и менеджеров.

Сущность и этапы технико-экономического обоснования разработки месторождений

Технико-экономическое обоснование (ТЭО) — это комплексный проектный документ, который обосновывает целесообразность, техническую осуществимость и экономическую эффективность освоения месторождения. Оно выступает как связующее звено между геологическими исследованиями, инженерными решениями и финансовыми расчетами, предоставляя целостную картину будущего проекта. Цель ТЭО не только подтвердить прибыльность, но и выявить потенциальные риски, предложить оптимальные технологические решения и оценить влияние на окружающую среду и общество.

Проектирование разработки газовых месторождений — это поэтапный процесс, который начинается задолго до начала добычи и включает в себя ряд последовательных шагов:

1. Технико-экономическое обоснование (ТЭО): Первый и наиболее общий этап, на котором определяется принципиальная целесообразность проекта, оцениваются основные параметры и альтернативные варианты.
2. Технологическая схема разработки: Детальное описание методов и технологий добычи, системы размещения скважин, поддержания пластового давления и сбора углеводородов.
3. Проект пробной эксплуатации: Осуществляется для подтверждения выбранных технологических решений, уточнения геологических моделей и получения данных для дальнейшего проектирования.
4. Проект опытно-промышленной эксплуатации: Расширение пробной эксплуатации для отработки технологий в более крупных масштабах и получения дополнительной информации о поведении пласта.
5. Технологический проект разработки: Основной документ, содержащий детальное описание всех технологических процессов, оборудования и инфраструктуры для промышленной добычи.
6. Проект промышленной разработки: Заключительный этап технологического проектирования, включающий окончательные решения по полномасштабной эксплуатации месторождения.
7. Проект обустройства месторождения: Детальный план по созданию всей необходи��ой наземной инфраструктуры – от скважин и трубопроводов до компрессорных станций, объектов подготовки газа и жилых городков.

Каждый из этих этапов критически важен, а ТЭО формирует основу для принятия решений на всех последующих стадиях, обеспечивая планомерное и экономически обоснованное освоение месторождения.

Критерии оценки инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли

Для всесторонней оценки инвестиционных проектов в нефтегазовой промышленности, включая проекты «Башнефти», используются две основные группы критериев:

1. Критерии, основанные на дисконтированной оценке (учитывающие временную стоимость денег):

• Чистая приведенная стоимость (Net Present Value, NPV): Это ключевой показатель, представляющий собой сумму дисконтированных денежных притоков по проекту за вычетом дисконтированных денежных оттоков (инвестиций). Формула NPV в общем виде выглядит как:

  NPV = Σt=0n (CFt / (1 + r)t) – IC
  

  где:

  • CF_t — денежный поток в период t,
  • r — ставка дисконтирования (барьерная ставка или стоимость капитала),
  • t — период времени,
  • n — продолжительность проекта,
  • IC — первоначальные инвестиции.

  Проект считается эффективным, если NPV ≥ 0. Положительное NPV означает, что проект создает добавочную стоимость для акционеров после возмещения всех затрат и обеспечения требуемой доходности.

• Внутренняя норма доходности (Internal Rate of Return, IRR): Это ставка дисконтирования, при которой NPV проекта равен нулю. IRR используется для сравнения с требуемой ставкой доходности или стоимостью капитала. Если IRR превышает эту ставку, проект считается приемлемым.
• Индекс рентабельности (Profitability Index, PI): Рассчитывается как отношение суммы дисконтированных денежных притоков к дисконтированной сумме первоначальных инвестиций.

  PI = Σt=1n (CFt / (1 + r)t) / IC
  

  Проект считается эффективным, если PI > 1, что указывает на то, что каждый рубль инвестиций принесет больше рубля чистого дисконтированного дохода.

• Дисконтированный срок окупаемости (Discounted Payback Period, DPBP): Период времени, необходимый для возмещения первоначальных инвестиций за счет дисконтированных денежных потоков от проекта. Этот критерий дает представление о скорости возврата инвестиций с учетом фактора времени.

2. Критерии, основанные на бухгалтерских оценках (не учитывающие временную стоимость денег):

• Срок окупаемости (Payback Period, PBP): Простой период времени, необходимый для возмещения первоначальных инвестиций за счет недисконтированных денежных потоков. Несмотря на свою простоту, этот показатель часто используется для оценки ликвидности проекта.
• Коэффициент эффективности инвестиций (Accounting Rate of Return, ARR): Отношение среднегодовой прибыли от проекта к средним инвестициям.

Применение этих критериев в «Башнефти» позволяет проводить комплексную оценку проектов. Например, для проектов с длительным сроком окупаемости, характерным для разработки газовых месторождений, особое значение приобретают NPV и IRR, поскольку они корректно учитывают фактор времени и инфляции. Кроме того, экономическая оценка проектов минерально-сырьевого сектора всегда включает анализ устойчивости проекта к изменениям ключевых факторов – цен на газ, налогового бремени, объемов добычи – что позволяет оценить риски и разработать стратегии их минимизации.

Расчет капитальных вложений, операционных затрат и себестоимости добычи газа

Точное планирование и контроль затрат являются краеугольным камнем успешного технико-экономического обоснования. В нефтегазовой отрасли, особенно при разработке газовых месторождений, капитальные вложения огромны, а операционные издержки напрямую влияют на конкурентоспособность. Понимание методик их расчета критически важно для принятия обоснованных инвестиционных решений.

Капитальные вложения (CAPEX): структура и расчет

Капитальные вложения (CAPEX) представляют собой инвестиции в основные фонды, необходимые для создания, расширения или модернизации производственных мощностей. В контексте разработки газовых месторождений CAPEX является наиболее значительной частью затрат и рассчитывается по следующим основным направлениям:

1. Бурение скважин: Включает затраты на бурение всех типов скважин:
   • Эксплуатационные скважины: Непосредственно предназначенные для добычи газа.
   • Нагнетательные скважины: Используются для закачки воды, газа или других агентов для поддержания пластового давления или увеличения газоотдачи.
   • Вспомогательные скважины: Например, разведочные, оценочные, наблюдательные.
2. Оборудование эксплуатационных скважин: Затраты на установки для контроля и регулирования потоков газа, фонтанную арматуру, системы измерения и т.д.
3. Нефтепромысловое обустройство: Вся наземная инфраструктура, необходимая для функционирования месторождения:
   • Газопроводы и газосборные коллекторы.
   • Установки подготовки газа (УКПГ), включая сепараторы, осушители, очистные сооружения.
   • Компрессорные станции.
   • Энергетические объекты (электростанции, ЛЭП).
   • Дороги, мосты, вертолетные площадки.
4. Оборудование, не входящее в сметы строек: Приобретение крупного технологического оборудования, транспорта, спецтехники.
5. Ликвидационные отчисления: Средства, резервируемые на будущую ликвидацию скважин и рекультивацию земель по окончании срока службы месторождения, что является важным аспектом экологической ответственности.
6. Инфраструктура: Затраты на создание вспомогательных объектов, таких как жилые комплексы для персонала, склады, ремонтные мастерские, системы связи.

Расчет капитальных вложений базируется на утвержденных проектах разработки месторождения и детализированных сметах. В основе лежат нормативные затраты на единицу оборудования, объем работ или материалов, которые корректируются с учетом инфляции, географических особенностей региона (например, усложненные условия на Севере) и технологических особенностей проекта. Для «Башнефти», как и для других крупных компаний, используются также исторические данные по аналогичным проектам и экспертные оценки.

Операционные затраты (OPEX) и себестоимость добычи газа

Себестоимость добычи нефти и газа представляет собой стоимостную оценку всех ресурсов, потребленных в процессе производства. Это ключевой показатель, отражающий эффективность производственной деятельности и влияющий на конечную прибыльность проекта. Она включает в себя:

• Стоимость используемых природных ресурсов (например, арендная плата за недра).
• Затраты на реагенты и материалы.
• Стоимость топлива и энергии.
• Амортизационные отчисления по основным фондам.
• Фонд оплаты труда производственного персонала.
• Другие расходы, связанные с технологическим процессом.

Состав затрат в нефтегазодобывающей промышленности имеет свою специфику, обусловленную рядом факторов:

• Технологический процесс одновременной добычи нефти и газа: Многие месторождения являются нефтегазовыми, что требует адекватного разделения общих расходов между добычей нефти и газа.
• Особенности производственных процессов: Высокая капиталоемкость, длительный цикл производства, необходимость поддержания пластового давления, сложные климатические условия.

Основные статьи затрат, включаемые в себестоимость добычи, как правило, выглядят следующим образом:

1. Расходы на энергию по извлечению нефти (газа): Электроэнергия для приводов насосов, компрессоров, обогрева оборудования.
2. Расходы по искусственному воздействию на пласт: Затраты на закачку воды, газа, химических реагентов для поддержания пластового давления и увеличения газоотдачи.
3. Фонд оплаты труда производственных рабочих: Заработная плата персонала, непосредственно занятого в добыче.
4. Отчисления на социальные нужды: Страховые взносы, связанные с ФОТ.
5. Амортизация скважин: Перенос стоимости бурения и обустройства скважин на себестоимость продукции.
6. Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа: Затраты на эксплуатацию промысловых трубопроводов, компрессорных станций, объектов подготовки газа до пункта сдачи.
7. Расходы по технологической подготовке: Затраты на очистку, осушку, сепарацию газа.
8. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования: Текущий ремонт, техническое обслуживание, диагностика.
9. Цеховые и общепроизводственные расходы: Затраты на управление подразделениями, содержание вспомогательных служб.

Для калькулирования себестоимости добычи нефти и газа калькулируемыми единицами традиционно являются 1 тонна нефти и 1000 м³ попутного и природного газа (раздельно). Это позволяет осуществлять сопоставимый учет и анализ затрат.

Формирование затрат на добычу природного газа, в частности, включает:

• Материальные затраты: Цены приобретения материалов, стоимость таможенных пошлин, расходы на транспортировку и хранение.
• Расходы на эксплуатацию: Затраты на содержание и ремонт оборудования, транспортные расходы.
• Амортизацию основных средств и нематериальных активов: Отчисления, отражающие износ активов.
• Допустимую прибыль: В некоторых методиках учитывается как элемент цены, формирующий себестоимость для дальнейшего ценообразования.

Особое внимание уделяется факторному анализу себестоимости, позволяющему выявлять, как изменение отдельных факторов (объемы добычи, цены на ресурсы, производительность труда) влияет на общий уровень себестоимости. Например, используя метод цепных подстановок, можно определить влияние каждого фактора в отдельности. Представим, что себестоимость (С) зависит от удельных затрат на материалы (З_м), энергозатрат (З_э) и фонда оплаты труда (ФОТ), а также объемов добычи (Q).

С₀ = Зм0 + Зэ0 + ФОТ₀ (базисный период)
С₁ = Зм1 + Зэ1 + ФОТ₁ (отчетный период)

Влияние изменения З_м: ΔС_Зм = (З_м1 – З_м0)

Влияние изменения З_э: ΔС_Зэ = З_м1 + (З_э1 – З_э0) – (З_м0 + З_э0)

И так далее.

Таким образом, комплексный и детализированный расчет CAPEX и OPEX, с учетом всех специфических статей и факторов, является основой для формирования достоверного ТЭО и обеспечения экономической эффективности проектов «Башнефти».

Налогообложение и амортизационные отчисления в проектах разработки газовых месторождений

Налоговая нагрузка и методы амортизации являются одними из наиболее значимых факторов, определяющих экономическую привлекательность и рентабельность любого инвестиционного проекта в нефтегазовой отрасли. Для ПАО «Башнефть», как и для других российских недропользователей, эти аспекты регулируются сложной системой законодательства, требующей постоянного мониторинга и адаптации.

Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) для природного газа

Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) — это прямой федеральный налог, который является одним из основных источников доходов государственного бюджета от нефтегазовой отрасли. Его уплата регулируется Главой 26 Налогового кодекса Российской Федерации. Для недропользователей, таких как «Башнефть», НДПИ является одной из крупнейших статей затрат, напрямую влияющих на финансовые показатели проекта.

Налоговой базой для природного газа является количество добытого полезного ископаемого, выраженное в тысячах кубических метров. Ставка налога и методика расчета могут варьироваться в зависимости от ряда факторов, включая тип газа (природный, попутный), условия добычи и наличие льгот.

Формула для расчета НДПИ на природный газ в общем виде выглядит следующим образом:

НДПИ = Ставканалог × Еут × Кс × Ккг

где:

• Ставка_налог — налоговая ставка, установленная законодательством (может быть как фиксированной, так и зависящей от ряда факторов).
• Е_ут — базовое значение единицы топлива, которое является компонентом формулы, учитывающим различные параметры газа.
• К_с — коэффициент, характеризующий степень сложности добычи природного газа или конденсата. Этот коэффициент призван стимулировать разработку труднодоступных и сложных месторождений.
• К_кг — поправочный коэффициент, который был введен для увеличения налоговой нагрузки на газ.

Важно отметить, что налоговое законодательство в этой сфере постоянно меняется. С 1 января 2023 года по 30 июня 2024 года ставка НДПИ на газ была увеличена, и в формулу расчета был введен дополнительный поправочный коэффициент К_кг. Этот коэффициент был установлен в размере 1,73 на указанный период. Дальнейшие изменения предусматривают его рост:

• С 1 июля 2024 года по 31 декабря 2024 года величина К_кг составляет 1,84.
• С 1 января 2025 года К_кг равен 1,94.

Такие изменения напрямую влияют на экономическую модель проектов «Башнефти», требуя актуализации расчетов в ТЭО. Государство также предусматривает ряд льгот по НДПИ для стимулирования разработки определенных категорий запасов, что очень важно для таких компаний, как «Башнефть», сталкивающихся с истощением традиционных месторождений и необходимостью освоения ТРИЗ:

• Газ, добытый на участках недр с выработанностью запасов более 70%: Стимулирует продление эксплуатации зрелых месторождений.
• Залежи с глубиной залегания более 1700 м: Снижает риски при освоении глубокозалегающих пластов.
• Участки на полуостровах Ямал и Гыдан: Поддерживает развитие стратегически важных, но капиталоемких регионов.
• Газ, закачиваемый в пласт для поддержания пластового давления: Стимулирует применение методов увеличения газоотдачи.

Эти льготы могут существенно улучшить экономику проектов и делают освоение сложных запасов более привлекательным.

Амортизация основных фондов и нематериальных активов

Амортизация — это процесс постепенного перенесения стоимости основных фондов и нематериальных активов на производимую продукцию или услуги. Это не просто бухгалтерский учет; это механизм восстановления капитальных затрат, поскольку перенесенная часть стоимости относится к производственным затратам и включается в себестоимость продукции. Корректный расчет амортизации критически важен для определения реальной себестоимости и формирования амортизационного фонда для будущих инвестиций.

В нефтегазовой отрасли существует разница в подходах к амортизации между российской практикой и международными стандартами финансовой отчетности (МСФО):

• По международным стандартам (МСФО): Часто используется метод единицы произведенной продукции на основе оценки запасов. Этот метод более точно отражает экономическую сущность амортизации в добывающей промышленности, поскольку стоимость активов списывается пропорционально объему добытых углеводородов. Расчет амортизации нефтегазовых активов (лицензии, капитализированные затраты на геологоразведку, разработку и добычу) производится в течение срока полезного использования месторождения, определенного на основе его запасов нефти и газа, пропорционально объему добычи. То есть, чем больше добыли в отчетном периоде, тем больше амортизации начисляется.
• В российской практике: Преобладает линейный способ расчета амортизационных отчислений. Он определяется исходя из первоначальной стоимости объекта основных средств и нормы амортизации, исчисленной исходя из срока полезного использования этого объекта. Например, если срок полезного использования 10 лет, то норма амортизации составляет 10% в год.

  А = ПС / СПИ
  

  где:

  • А — сумма амортизационных отчислений за период,
  • ПС — первоначальная стоимость объекта,
  • СПИ — срок полезного использования объекта.

  Исторически, норма амортизации для нефтяных скважин в России могла достигать 6,7% и производилась в течение 15 лет независимо от фактического срока эксплуатации, что не всегда коррелировало с реальной выработкой месторождения.

Для компаний, таких как «Башнефть», работающих как по российским, так и по международным стандартам, возникает необходимость ведения параллельного учета или трансформации отчетности. Выбор метода амортизации существенно влияет на финансовые показатели компании, включая чистую прибыль, налоговую базу и денежные потоки, и, следовательно, на результаты ТЭО. Корректный учет амортизационных отчислений позволяет адекватно оценить реальную рентабельность проектов и обеспечить устойчивое развитие компании.

Влияние внешних факторов, внутренних ограничений и экологических аспектов на ТЭО проектов ПАО «Башнефть»

Инвестиционные решения в нефтегазовой отрасли не могут быть приняты в отрыве от глобального и локального контекста. Технико-экономическое обоснование проектов ПАО «Башнефть» должно учитывать сложную взаимосвязь внешних макроэкономических и геополитических факторов, государственного регулирования, внутренних отраслевых вызовов и возрастающих экологических требований.

Внешние макроэкономические и геополитические факторы

Мировой рынок углеводородов отличается высокой волатильностью, что создает значительные риски для долгосрочных инвестиций. На деятельность «Башнефти» и, как следствие, на ТЭО ее проектов существенно влияют следующие внешние факторы:

• Динамика мировых цен и спроса на нефть и нефтепродукты: Колебания цен на мировых биржах напрямую отражаются на выручке и прибыли компании. Снижение цен может сделать ранее рентабельные проекты неэффективными, тогда как рост цен стимулирует новые инвестиции. Поскольку «Башнефть» является вертикально интегрированной компанией, она также подвержена влиянию спроса на нефтепродукты, который может меняться под воздействием глобальных экономических циклов или перехода к альтернативным источникам энергии.
• Соглашения ОПЕК+ о сокращении добычи: Эти соглашения, направленные на стабилизацию мирового рынка нефти, оказывают прямое влияние на объемы добычи российских компаний, включая «Башнефть».
  • В апреле 2020 года, на фоне падения спроса из-за пандемии COVID-19, страны ОПЕК+ договорились о рекордном сокращении добычи нефти на 9,7 млн баррелей в сутки.
  • В октябре 2022 года было согласовано сокращение добычи на 2 млн баррелей в сутки с ноября 2022 года до конца 2023 года.
  • В апреле 2023 года ряд стран ОПЕК+, включая Россию, добровольно сократили добычу на более чем 1,6 млн баррелей в сутки с мая до конца 2023 года.
  • В ноябре 2023 года ОПЕК+ договорилась о дальнейшем добровольном сокращении добычи в первом квартале 2024 года на 2,2 млн баррелей в сутки.

  Эти решения напрямую ограничивают производственный потенциал компании, снижают ожидаемые доходы и требуют пересмотра инвестиционных планов, что обязательно учитывается в анализе чувствительности ТЭО.

• Санкции США в отношении ведущих российских нефтяных гигантов: Геополитические риски, выражающиеся в санкционном давлении, оказывают системное влияние на российскую нефтегазовую отрасль. В частности, санкции США против дочерних предприятий «Башнефти» – «Башнефть-Добыча» и «Башнефть-Полюс» – были введены в 2014-2015 годах. Эти санкции предполагают заморозку активов и запрет на операции с американскими юридическими и физическими лицами, что затрудняет доступ к современным технологиям, западному финансированию и оборудованию. Все это увеличивает капитальные и операционные затраты, удлиняет сроки реализации проектов и требует поиска альтернативных поставщиков и рынков сбыта, что необходимо отражать в комплексной оценке рисков ТЭО.

Государственная политика и стимулирование разработки трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ)

Государственная политика играет ключевую роль в формировании инвестиционного климата в российской нефтегазовой отрасли. В условиях, когда доступные запасы газа истощаются, основной вектор направлен на стимулирование добычи трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ).

• По оценкам экспертов, без вовлечения ТРИЗ, включая запасы на шельфе, добыча газа в РФ к 2040 году может сократиться почти в два раза, несмотря на то, что текущих разрабатываемых месторождений хватит на 54 года.
• Министерство энергетики РФ активно изучает механизмы стимулирования добычи нефти и газа, в том числе через налоговые льготы для ТРИЗ. Это может включать снижение НДПИ, вычеты из налоговой базы или инвестиционные налоговые кредиты.

Для «Башнефти» такая политика является критически важной, поскольку значительная часть ее перспективных запасов может относиться к категории ТРИЗ. Налоговые преференции способны существенно улучшить экономику таких сложных проектов, делая их инвестиционно привлекательными. ТЭО проектов по освоению ТРИЗ должно обязательно учитывать потенциальные и фактически действующие государственные стимулирующие меры.

Внутренние ограничения и вызовы российской газовой отрасли

Помимо внешних факторов, российская газовая отрасль сталкивается и с рядом внутренних ограничений и вызовов, которые напрямую влияют на ТЭО проектов «Башнефти»:

• Естественное падение добычи на существующих месторождениях: Многие крупные месторождения находятся на поздних стадиях разработки, что приводит к естественному снижению дебитов и увеличению себестоимости.
• Сокращение экспорта газа из России в Европу: Изменение геополитического ландшафта и переориентация энергетических потоков привели к значительному сокращению традиционных экспортных маршрутов.
• Необходимость развития внутреннего рынка и освоения новых технологий СПГ: Для компенсации сокращения экспорта и обеспечения энергетической безопасности страны требуется активное развитие внутреннего потребления газа, а также инвестиции в технологии сжиженного природного газа (СПГ), что позволяет диверсифицировать экспортные направления.
• Осложнения при эксплуатации газовых месторождений на завершающей стадии: К ним относятся снижение пластового давления, уменьшение дебитов скважин, обводнение, а также рост себестоимости добычи газа, вызванный необходимостью применения более интенсивных и дорогостоящих методов. Все это требует от «Башнефти» внедрения передовых технологий, оптимизации производственных процессов и тщательного экономического анализа для поддержания рентабельности.

Экологические аспекты и декарбонизация производства

Экологическая ответственность становится неотъемлемой частью любого инвестиционного проекта. Нефтегазовые компании, включая «Башнефть», находятся под пристальным вниманием общественности и регуляторов в части воздействия на окружающую среду:

• Техногенное воздействие на окружающую среду: Деятельность газовой промышленности связана с выбросами загрязняющих веществ в атмосферный воздух (метан, оксиды азота, углерода), а также с воздействием на водные ресурсы и земельные угодья.
• Доля нефтегазовых компаний в общих выбросах парниковых газов: В России на долю нефтегазовых компаний приходится порядка 11% валовых выбросов парниковых газов. Это накладывает серьезные обязательства по снижению углеродного следа.
• Разработка нормативно-правовой базы по декарбонизации: В РФ активно формируется законодательная база, направленная на сокращение выбросов парниковых газов, что потребует от компаний инвестиций в «зеленые» технологии, утилизацию попутного нефтяного газа, снижение утечек метана и повышение энергоэффективности.
• Необходимость обновления трубопроводной инфраструктуры и контроля за ликвидацией скважин: Для минимизации экологических рисков требуется применение новейших технологий защиты поверхностей труб от коррозии, систем мониторинга утечек, а также усиление контроля за своевременной и герметичной ликвидацией негерметичных буровых скважин.

Экологические аспекты теперь не просто «дополнительные затраты», а интегральная часть ТЭО. Инвестиции в экологические технологии и мероприятия по декарбонизации должны быть заложены на этапе планирования, поскольку они напрямую влияют на долгосрочную устойчивость и социальную приемлемость проектов «Башнефти». Несоблюдение экологических норм может привести к штрафам, репутационным потерям и даже остановке проектов, что делает их учет критически важным.

Заключение

Проведенный анализ технико-экономического обоснования разработки газовых месторождений на примере ПАО «Башнефть» раскрывает многогранную картину сложного, но критически важного процесса. Мы увидели, как исторический путь компании, ее текущая организационная структура и обширная ресурсная база формируют прочный фундамент для будущих проектов. «Башнефть» демонстрирует впечатляющие темпы восполнения запасов, подкрепленные мощным научно-исследовательским потенциалом ООО «РН-БашНИПИнефть» и активным внедрением передовых цифровых технологий, таких как «цифровое месторождение» и многостадийный ГРП, что является ключевым преимуществом в условиях разработки трудноизвлекаемых запасов и зрелых месторождений.

Методология экономической оценки, включающая дисконтированные и бухгалтерские критерии, позволяет компании всесторонне анализировать инвестиционные проекты. Особое внимание было уделено деталям расчета капитальных вложений, операционных затрат и себестоимости добычи газа, а также специфике налогообложения (НДПИ с актуальными коэффициентами К_кг и льготами) и амортизационных отчислений. Эти экономические инструменты являются неотъемлемой частью каждого ТЭО, обеспечивая прозрачность и обоснованность финансовых решений.

Влияние внешних факторов, таких как волатильность мировых цен, ограничения ОПЕК+ и геополитические санкции, а также внутренних вызовов – истощение традиционных запасов, необходимость развития внутреннего рынка и освоения СПГ-технологий – требует от «Башнефти» гибкости и стратегического мышления. Государственная политика стимулирования ТРИЗ играет ключевую роль в формировании долгосрочных перспектив компании. Наконец, экологические аспекты и задачи декарбонизации производства становятся не просто регуляторными требованиями, но и стратегическим направлением, интегрированным в процесс ТЭО.

Таким образом, экономическая целесообразность и перспективы разработки газовых месторождений ПАО «Башнефть» напрямую зависят от способности компании к комплексному ТЭО, учитывающему все эти факторы. Устойчивое развитие «Башнефти» в будущем будет определяться ее возможностью адаптироваться к изменяющимся условиям, эффективно использовать инновации и рационально управлять рисками, что подчеркивает неоценимую значимость глубокого и всестороннего технико-экономического обоснования на каждом этапе реализации проекта.

Список использованной литературы

1. Балукова В.А., Карпов К.А., Захаров Г.Н. Экономика предприятия: Методические указания к выполнению курсовой работы для студентов всех форм обучения. 2001.
2. Башнефть. Структура бизнеса. URL: http://www.bashneft.ru/ (дата обращения: 25.10.2025).
3. Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ). ФНС России. URL: https://www.nalog.gov.ru/rn77/taxation/taxes/ndpi/ (дата обращения: 25.10.2025).
4. Российская газовая промышленность: стратегии и перспективы. Министерство энергетики Российской Федерации. URL: http://minenergo.gov.ru/activity/day_oil_and_gas_industry/8618.html (дата обращения: 25.10.2025).
5. Ахмедова Т.М. Критерии оценки инвестиционных проектов в нефтегазодобывающей промышленности и их характерные особенности // Креативная экономика. 2021. № 5.
6. Технико-экономическое обоснование проектов в нефтегазохимическом комплексе. URL: https://neftegaz.ru/tech_library/ (дата обращения: 25.10.2025).
7. МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ. Elibrary.ru. URL: https://elibrary.ru/item.asp?id=37750796 (дата обращения: 25.10.2025).
8. Экономика и организация проектирования нефтегазовых объектов. Eruditor. URL: https://eruditor.ru/blog/ (дата обращения: 25.10.2025).
9. Применение налога на добычу полезных ископаемых при добыче природного газа в Российской Федерации. КиберЛенинка. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/primenenie-naloga-na-dobychu-poleznyh-iskopaemyh-pri-dobycha-prirodnogo-gaza-v-rossiyskoy-federatsii (дата обращения: 25.10.2025).
10. ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ. URL: https://www.elibrary.ru/item.asp?id=17088998 (дата обращения: 25.10.2025).
11. Экологические аспекты переработки природного газа в современных условиях. АПНИ. URL: https://apni.ru/article/2689-ekologicheskie-aspekty-pererabotki-prirodnogo-gaza (дата обращения: 25.10.2025).
12. РН-БашНИПИнефть. Википедия. URL: https://ru.wikipedia.org/wiki/РН-БашНИПИнефть (дата обращения: 25.10.2025).
13. Амортизация. Техническая Библиотека Neftegaz.RU. URL: https://neftegaz.ru/tech_library/ekonomika-i-finansy/141097-amortizatsiya/ (дата обращения: 25.10.2025).
14. Методы оценки эффективности инвестиционных газовых проектов: ключевые причины выбора применяемых методов. КиберЛенинка. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/metody-otsenki-effektivnosti-investitsionnyh-gazovyh-proektov-klyuchevye-prichiny-vybora-primenyaemyh-metodov (дата обращения: 25.10.2025).
15. Проблемы российской газовой отрасли. Рынок. Деловой журнал Neftegaz.RU. URL: https://neftegaz.ru/articles/rynok/276532-problemy-rossiyskoy-gazovoy-otrasli/ (дата обращения: 25.10.2025).
16. ЦИФРОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В ДОБЫЧЕ УГЛЕВОДОРОДОВ СОВРЕМЕННЫЕ ВЫЗОВЫ. RN.DIGITAL. 2024. URL: https://rn.digital/events/digital-technologies-in-hydrocarbon-production/ (дата обращения: 25.10.2025).
17. АНАЛИЗ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ЗАВЕРШ. Издательский Дом – Юг. URL: https://id-yug.com/arkhiv/2020/gornaya-promyshlennost-2020-no3/analiz-oslozhnenij-pri-ekspluatatsii-gazovykh-mestorozhdenij-na-zaversh/ (дата обращения: 25.10.2025).
18. Добыча природного газа в РФ в сентябре выросла на 6% г/г, превысив 51 млрд куб. м. URL: https://www.interfax.ru/business/923616 (дата обращения: 25.10.2025).
19. «Башнефть» в 2023 году восполнила запасы нефти и газа на 135%. РОСНЕФТЬ. URL: https://www.rosneft.ru/press/news/item/215750/ (дата обращения: 25.10.2025).
20. АМОРТИЗАЦИЯ НЕМАТЕРИАЛЬНЫХ АКТИВОВ В ПРЕДПРИЯТИЯХ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА. Фундаментальные исследования (научный журнал). URL: https://fundamental-research.ru/ru/article/view?id=29532 (дата обращения: 25.10.2025).
21. Экономические проблемы освоения газовых месторождений с высоким содержанием примесей. КиберЛенинка. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/ekonomicheskie-problemy-osvoeniya-gazovyh-mestorozhdeniy-s-vysokim-soderzhaniem-primesey (дата обращения: 25.10.2025).
22. Экологические аспекты промышленного освоения нефтегазовых месторождений арктических территорий республики коми. The Arctic: ecology and economy. URL: https://arctic-econ.ru/ru/articles/459 (дата обращения: 25.10.2025).
23. Компания РН-БашНИПИнефть. Petroleum Engineers. URL: https://petroleum-engineers.ru/companies/rn-bashnipienefte (дата обращения: 25.10.2025).
24. Обзор российского газового рынка: проблемы и перспективы развития. КиберЛенинка. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/obzor-rossiyskogo-gazovogo-rynka-problemy-i-perspektivy-razvitiya (дата обращения: 25.10.2025).
25. ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ НА ВНУТРЕННЕМ РЫН. Экономическая наука современной России. URL: https://ecsn.ru/articles/article/view/170 (дата обращения: 25.10.2025).
26. ПАО АНК «Башнефть». Интерфакс – Сервер раскрытия информации. URL: https://www.e-disclosure.ru/portal/company.aspx?id=1214 (дата обращения: 25.10.2025).
27. «Башнефть» в 2024 году прирастила запасы углеводородов на 114%. Интерфакс. URL: https://www.interfax.ru/business/951910 (дата обращения: 25.10.2025).
28. «Башнефть» в 2024 году восполнила запасы углеводородов на 114%. Российское Газовое Общество. URL: https://www.gasforum.ru/news/bashneft-v-2024-godu-vospolnila-zapasy-uglevodorodov-na-114/ (дата обращения: 25.10.2025).
29. «Башнефть» в 2022 году полностью восполнила запасы нефти и газа. РОСНЕФТЬ. URL: https://www.rosneft.ru/press/news/item/210519 (дата обращения: 25.10.2025).
30. «Башнефть» обеспечила себя запасами нефти и газа на 114% от объема добычи. OilCapital.ru. URL: https://oilcapital.ru/news/2024-03-22/bashneft-obespechila-sebya-zapasami-nefti-i-gaza-na-114-ot-obema-dobychi-3195204 (дата обращения: 25.10.2025).
31. Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в 2025 году. Финансы Mail. URL: https://finance.mail.ru/articles/nalog-na-dobychu-poleznykh-iskopaemykh-ndpi-v-2025-godu-18032024/ (дата обращения: 25.10.2025).
32. Башнефть сообщила о своих проектах нефтепереработки. URL: https://www.kommersant.ru/doc/6082987 (дата обращения: 25.10.2025).
33. СЕБЕСТОИМОСТЬ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА Поэлементная классификация. URL: https://www.e-disclosure.ru/portal/FileLoad.ashx?Filepath= (дата обращения: 25.10.2025).
34. Башнефть. Википедия. URL: https://ru.wikipedia.org/wiki/Башнефть (дата обращения: 25.10.2025).
35. Расчет амортизации нефтегазовых активов при подготовке отчетности по МСФО. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/raschet-amortizatsii-neftegazovyh-aktivov-pri-podgotovke-otchetnosti-po-msfo (дата обращения: 25.10.2025).
36. УЧЕБНЫЙ ПЛАН И ПРОГРАММЫ ДЛЯ ПОДГОТОВКИ НОВЫХ РАБОЧИХ ПО ПРОФЕССИИ «О. Санкт-Петербургский горный университет. URL: https://www.spmi.ru/ (дата обращения: 25.10.2025).
37. Расчет НДПИ в 2025 году. Время бухгалтера. URL: https://b-kontur.ru/nalogi-i-buhgalteriya/raschet-ndpi-v-2025-godu (дата обращения: 25.10.2025).
38. Показатели экономической эффективности инвестиционного проекта. YouTube. URL: https://www.youtube.com/watch?v=k3Y0Xy4dJ-k (дата обращения: 25.10.2025).
39. Факторный анализ. Википедия. URL: https://ru.wikipedia.org/wiki/Факторный_анализ (дата обращения: 25.10.2025).
40. 6.3. Себестоимость добычи нефти и газа. URL: https://www.geokniga.org/books/16478/read (дата обращения: 25.10.2025).
41. Расчет капитальных затрат (вложений) в разработку месторождения. KazEdu.com. URL: https://kazedu.com/referat/205697 (дата обращения: 25.10.2025).
42. Факторный анализ нефтегазовых проектов в арктических регионах с учетом риска. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/faktornyy-analiz-neftegazovyh-proektov-v-arkticheskih-regionah-s-uchetom-riska (дата обращения: 25.10.2025).
43. Методика определения себестоимости для формирования тарифов на природный газ. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/metodika-opredeleniya-sebestoimosti-dlya-formirovaniya-tarifov-na-prirodnyy-gaz (дата обращения: 25.10.2025).
44. Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ). ФНС России. 14 Республика Саха (Якутия). URL: https://www.nalog.gov.ru/rn14/taxation/taxes/ndpi/ (дата обращения: 25.10.2025).
45. Как рассчитать амортизационные отчисления. Profiz.ru. URL: https://profiz.ru/se/5_2017/amort_otchislenia/ (дата обращения: 25.10.2025).
46. Методические принципы оценки экономической эффективности нефтегазовых проектов. КиберЛенинка. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/metodicheskie-printsipy-otsenki-ekonomicheskoy-effektivnosti-neftegazovyh-proektov (дата обращения: 25.10.2025).
47. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПОИСКОВ, РАЗВЕДКИ И РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА УСЛОВИЯХ СОГЛАШЕНИЯ О РАЗДЕЛЕ ПРОДУКЦИИ (ТЭО СРП). Приказ Министерства топлива и энергетики РФ (Минтопэнерго России) от 06.08.99 № 265. Предпринимательское право. URL: https://ppt.ru/docs/prikaz/mintoenergo/265 (дата обращения: 25.10.2025).
48. Эмитент АНК Башнефть ПАО – Нефтегазовый сектор. FIN-PLAN. URL: https://fin-plan.org/stock/bashneft-pao-5561 (дата обращения: 25.10.2025).
49. Себестоимость добычи газа. Новости. Нефть-газ. URL: https://neftegaz.ru/news/dobycha/740947-sebestoimost-dobychi-gaza-v-rossii-vyrosla-na-22-za-kvartal-do-13-tys-rub-na-tys-kub-m/ (дата обращения: 25.10.2025).
50. Мнение аналитиков. Как отразятся санкции США на Роснефти и ЛУКОЙЛе. URL: https://www.kommersant.ru/doc/6083547 (дата обращения: 25.10.2025).
51. Обоснование удельных нормативов капитальных затрат при оценке эффективности разработки нефтегазовых месторождений. Экономика. Деловой журнал Neftegaz.RU. URL: https://neftegaz.ru/articles/ekonomika/685949-obosnovanie-udelnykh-normativov-kapitalnykh-zatrat-pri-otsenke-effektivnosti-razrabotki-neftegazovykh-/ (дата обращения: 25.10.2025).
52. Инструкция по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа от 01 ноября 1994. docs.cntd.ru. URL: https://docs.cntd.ru/document/901700683 (дата обращения: 25.10.2025).
53. ПАО АНК «БАШНЕФТЬ», проверка по ИНН 0274051582. Audit-it.ru. URL: https://www.audit-it.ru/baza/0274051582 (дата обращения: 25.10.2025).
54. При поддержке «Роснефти» в Башкортостане открыт велопешеходный маршрут. URL: https://www.rosneft.ru/press/news/item/215779/ (дата обращения: 25.10.2025).
55. Развитие методики оценки эффективности инвестиционных проектов нефтегазовых. Финансовый университет. URL: https://www.fa.ru/org/div/uprav/nauka/nauchnye-trudy/Pages/razvitie-metodiki-otsenki-effektivnosti-investitsionnyh-proektov-neftegazovyh-kompaniy.aspx (дата обращения: 25.10.2025).
56. Разработка газовых месторождений: системы, этапы, режимы. Нефтегаз-2025. URL: https://www.neftegaz-expo.ru/ru/articles/razrabotka-gazovykh-mestorozhdeniy-sistemy-etapy-rezhimy-/ (дата обращения: 25.10.2025).
57. Новости. РОСНЕФТЬ. URL: https://www.rosneft.ru/press/news/ (дата обращения: 25.10.2025).
58. НОВОСТИ КОМПАНИЙ. БАШНЕФТЬ НАПРАВИЛА НА РЕАЛИЗАЦИЮ ГАЗОВОЙ ПРОГРАММЫ 4 МЛРД РУБ. YouTube. URL: https://www.youtube.com/watch?v=F3zWfLq6S_E (дата обращения: 25.10.2025).
59. Технико-экономическая оценка разработки месторождения. Проблемы и методические положения. Госрегулирование. Статьи журнала. URL: https://neftegaz.ru/articles/gosregulirovanie/714041-tekhniko-ekonomicheskaya-otsenka-razrabotki-mestorozhdeniya-problemy-i-metodicheskie-polozheniya/ (дата обращения: 25.10.2025).
60. ИНСТРУКЦИЯ по ОПРЕДЕЛЕНИЮ ГАЗОВЫХ ФАКТОРОВ И КОЛИЧЕСТВА РАСТВОРЕННОГО ГАЗА. ИЗ. Petroleum Engineers. URL: https://petroleum-engineers.ru/ (дата обращения: 25.10.2025).
61. Расчет добычи газа и конденсата (годовой, долгосрочный). Petroleum Engineers. URL: https://petroleum-engineers.ru/articles/raschet-dobychi-gaza-i-kondensata-godovoy-dolgosrochnyy (дата обращения: 25.10.2025).
62. Методика по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа от 29 декабря 1995. docs.cntd.ru. URL: https://docs.cntd.ru/document/901700683 (дата обращения: 25.10.2025).
63. Как считать амортизацию: формулы и примеры расчета отчислений. Аспро.Финансы. URL: https://aspro.ru/blog/kak-schitat-amortizatsiyu-formuly-i-primery-rascheta-otchisleniy.html (дата обращения: 25.10.2025).