Контент, спонсируемый компанией Hexagon
Четыре тенденции в нефтегазовой отрасли EMIA на 2026 год
Прогнозы в нефтегазовой отрасли — занятие рискованное. С тех пор как Дэвид Уайт, главный геолог Геологической службы США, заявил, что пик добычи нефти наступит к 1920 году, эта индустрия неоднократно опровергала подобные прогнозы.
Задача становится еще сложнее на исходе 2025 года, когда две мировые сверхдержавы сделали непредсказуемость частью своей стратегии. Экономические последствия тарифов и выполнение обязательства ЕС закупать нефть и газ из США на сумму 250 миллиардов долларов ежегодно еще предстоит оценить. Тем временем стратегия Китая по накоплению запасов нефти продолжает озадачивать экспертов. Долгосрочные последствия западных санкций против России также продолжают разворачиваться: дешевая российская нефть помогла индийской нефтеперерабатывающей отрасли укрепить конкурентные позиции, но одновременно стала причиной торговых трений между США и Индией, последствия которых будут заметны в 2026 году.
Задача становится еще сложнее на исходе 2025 года, когда две мировые сверхдержавы сделали непредсказуемость частью своей стратегии. Экономические последствия тарифов и выполнение обязательства ЕС закупать нефть и газ из США на сумму 250 миллиардов долларов ежегодно еще предстоит оценить. Тем временем стратегия Китая по накоплению запасов нефти продолжает озадачивать экспертов. Долгосрочные последствия западных санкций против России также продолжают разворачиваться: дешевая российская нефть помогла индийской нефтеперерабатывающей отрасли укрепить конкурентные позиции, но одновременно стала причиной торговых трений между США и Индией, последствия которых будут заметны в 2026 году.
Тем не менее, существуют определенные ориентиры. Год завершается широко распространенным мнением, что цена на нефть может опуститься ниже 60 долларов за баррель из-за высоких запасов и слабого глобального экономического роста. В то же время 2025 год может войти в историю как первый «пост-фаз-аут» год: некогда твердый консенсус о неизбежном упадке нефти и газа ослаб, и все больше экспертов предполагают, что мировой спрос может расти еще два десятилетия.
Четыре тенденции, приведенные ниже, отражают эти противоречивые сигналы. Они также подчеркивают необходимость для компаний снижать издержки, укреплять свою социальную лицензию на деятельность и готовиться к будущему, где адаптивность будет столь же важна, как и объемы.
1. Дисциплина капитала — ключевой принцип
Начнем с того, что в 2026 году можно считать определенным: капитальные расходы будут сокращаться, и это станет определяющим фактором для всех решений в сегменте upstream. По прогнозу Wood Mackenzie, глобальные капитальные затраты на добычу нефти и газа снизятся на 4,3% — до 341,9 млрд долларов, что станет первым ежегодным снижением с 2020 года.
В регионе EMIA инвестиции распределяются в зависимости от уровня затрат. Национальные нефтяные компании Ближнего Востока продолжают использовать преимущества низкозатратных месторождений. Aramco реализует инвестиции в размере 52–58 млрд долларов на 2025 год, при этом капитальные расходы на upstream выросли на 19% в 2024 году, достигнув примерно 39 млрд долларов. ADNOC, в свою очередь, продвигает многолетний план увеличения нефтедобычи до 5 млн баррелей в сутки к 2027 году. Эти проекты относятся к числу долгосрочных инициатив с низкой точкой безубыточности, которые остаются экономически привлекательными. В то же время Европа движется в сторону «сбора урожая»: в Северном море отсутствует достаточное количество новых проектов, способных компенсировать падение объемов добычи, а производство нефти в Великобритании уже к 2030 году может достичь многолетнего минимума. Недавняя волна проектов в Норвегии лишь временно стабилизирует объемы добычи, которые вновь начнут снижаться без утверждения новых проектов.
В целом 2026 год станет годом, когда дисциплина капитала, а не рост объемов, будет основным принципом для сегмента upstream в регионе EMIA. Крупные компании будут делать выбор в пользу менее масштабных инвестиций, таких как доработка существующих месторождений и поэтапное расширение, которые займут большую долю в окончательных инвестиционных решениях. Основное внимание будет уделяться скорректированной на риски доходности и надежности реализации проектов.
Этот подход окажет влияние на проекты в новых регионах: Гайана сохранит привлекательность благодаря низкой себестоимости, в то время как разработки в Намибии потребуют поэтапного подхода для контроля затрат и подтверждения надежности. В странах с регуляторными сложностями, таких как Индия, освоение нефтяных месторождений, скорее всего, будет происходить через постепенные проекты и совместные предприятия, а не через крупные инвестиции.
Фокус на дисциплине капитала также отразится в использовании инструментов и методов для усиления контроля над проектами и управления рисками. Такие подходы, как платформы управления проектами Enterprise Project Performance (EPP), которые объединяют объем работ, затраты и графики, позволяя руководителям выявлять риски на ранней стадии, будут набирать популярность. Также будет активно развиваться использование искусственного интеллекта для управления проектами, поскольку компании стремятся минимизировать риск остановки строительства из-за изменения рыночных условий.
2. Снижение затрат на эксплуатацию и обслуживание: ставка на ИИ и APM
Давление на снижение затрат ощущается не только в проектах, но и в операционной деятельности. Некоторые компании уже начали сокращать персонал, и генеральный директор Chevron Майк Уирт справедливо отметил: «Лучший способ сохранить как можно больше рабочих мест — оставаться конкурентоспособными».
Основной потенциал для экономии кроется в управлении активами. Сочетание APM (управления производственными активами) с цифровым двойником на уровне завода позволяет преобразовывать данные о состоянии оборудования в решения по техническому обслуживанию, которые сокращают потери труда, запасных частей и энергии. опубликованному исследованию британских и австралийских ученых, такая комбинация может снизить затраты на эксплуатацию и обслуживание до 20%. Это может стать решающим фактором между продолжением эксплуатации зрелого актива с прибылью и его закрытием. Быстрейшие результаты можно получить на оборудовании с высокой степенью критичности, таком как компрессорные установки, газовые турбины, печи, установки каталитического крекинга и гидрокрекинга, системы обработки сернистого газа и установки по обработке добытой воды. Прогнозирование отказов на ранних стадиях позволяет не только экономить средства, но и одновременно снижать выбросы в рамках Scope 1 и Scope 2.
Компании будут все чаще делать ставку на искусственный интеллект, используя его не только для автоматизации задач бэк-офиса, но и для управления критически важными активами. По состоянию на 2024 год отрасль находилась на начальном этапе внедрения ИИ: лишь один из четырех сотрудников утверждал, что его компания применяет искусственный интеллект. На тот момент наиболее часто упоминаемыми сценариями использования ИИ были автоматизация рабочих процессов и улучшение взаимодействия (30%), использование аналитики данных для оптимизации производства (28%) и удалённый мониторинг.
3. Сокращение выбросов метана и улавливание углерода: декарбонизация становится частью операционной модели
Еще одна область, которая может стать ключевой для операционной деятельности, — это сокращение выбросов. 2025 год стал годом, когда отрасль в значительной степени отошла от побочных проектов в области возобновляемой энергетики, особенно если они показывали низкую прибыльность или не соответствовали основной бизнес-модели.
2026 год, вероятно, станет временем для двух стратегий, которые обладают высоким потенциалом одновременного снижения выбросов и получения прибыли: сокращения выбросов метана и улавливания, использования и хранения углерода (CCUS).
Согласно данным Global Methane Tracker 2025 Международного энергетического агентства (МЭА), выбросы метана в энергетическом секторе превышают 120 млн тонн в год, при этом около 70% этих выбросов можно предотвратить с использованием уже существующих технологий. Многие из этих мер окупаются менее чем за год, так как уловленный газ можно продать. Помимо этого, 100 млрд кубометров газа могли бы быть поставлены на рынок в 2024 году при должном сокращении выбросов метана, а 150 млрд кубометров газа ежегодно сжигаются в факелах по всему миру.
2026 год может стать переломным моментом, когда операторы в странах Европы, Ближнего Востока, Индии и Африки (EMIA) начнут рассматривать выбросы метана и сжигание газа не как вопросы репутации, а как потери производства. Ожидается, что компании начнут снижать интенсивность выбросов метана, а программы регулярного факельного сжигания будут постепенно сворачиваться на отдельных активах. Сверхэмиттеры, подтвержденные спутниками, будут устраняться быстрее, а на объектах с высоким риском будут внедряться системы непрерывного мониторинга. В настоящее время только 5% мировой добычи нефти и газа соответствует стандартам практически нулевых выбросов метана; в ближайшие годы эта доля должна увеличиться.
Параллельно технологии улавливания, использования и хранения углерода (CCUS) развиваются от пилотных проектов до модернизации на уровне промышленных объектов. Операционный акцент смещается на установки улавливания, интегрированные в потоки водорода, установки каталитического крекинга (FCC) и риформинга на нефтеперерабатывающих и нефтехимических комплексах. Растущие цены на углерод в Европе (в среднем около 70 евро за тонну в прошлом году) делают такие проекты более экономически выгодными. Важный нюанс для 2026 года заключается в том, что операторы в первую очередь будут приоритизировать низкозатратные меры по сокращению выбросов метана и сжигания газа, а затем внедрять CCUS на технологических потоках с высокой концентрацией углерода и высокой степенью загрузки.
Управление выбросами становится частью повседневных инструментов. Системы управления производственными активами (EAM) теперь включают ключевые показатели эффективности (KPI) по выбросам наряду с показателями надежности. Цифровые двойники предприятий моделируют нагрузки на системы улавливания, перепады давления и баланс пара наряду с оптимизацией производительности. Искусственный интеллект ускоряет обнаружение утечек, объединяя данные от стационарных датчиков, дронов и спутников. Одним словом, декарбонизация становится операционной задачей, решаемой с помощью операционных инструментов.
4. Европейская переработка сокращается, но становится умнее
Из-за структурного спада в Атлантическом бассейне нефтепереработка в Европе сталкивается с кризисом, который характеризуется снижением рентабельности и ростом зависимости от импорта из других регионов. Эта тенденция, вероятно, ускорит закрытие нефтеперерабатывающих заводов в 2026 году, а некоторые площадки перейдут на производство биотоплива или совместную переработку устойчивого авиационного топлива (SAF) вместо переработки сырой нефти. Shell закрыла завод в Весселинге (Германия), Petroineos остановила работу в Гранджмуте, и еще несколько объектов находятся на стадии пересмотра. Согласно отраслевым исследованиям, Европа может потерять до 2,1 млн баррелей в сутки мощности установок первичной переработки нефти (CDU) к 2030 году, если сохранятся низкие маржи и политические ограничения.
К 2027 году Европа войдет в новую эпоху с меньшими мощностями по переработке сырой нефти, более высокой средней загрузкой и большим количеством интегрированных низкоуглеродных установок по сравнению с 2024 годом. Ценность будет определяться энергоэффективностью, надежностью и гибкостью установок, а не только объемом переработки.
Надежность становится ключевым фактором. Незапланированные простои на среднем НПЗ приводят к убыткам в десятки миллионов долларов ежегодно. Заводы внедряют системы управления эффективностью активов (APM) в рамках управления активами предприятия (EAM), используют передовые системы управления процессами и прогнозную аналитику для стабилизации теплонесущих установок и водородных систем. Несколько европейских площадок уже провели цифровые ремонты и создают цифровые двойники на уровне всего завода для управления изменениями и контроля разрешений на работы. Примеры из других отраслей, такие как интеграция систем теплоснабжения и «безбумажные» операционные модели, демонстрируют, как НПЗ могут укрепить социальную лицензию, одновременно снижая потребление топлива.
Эти инвестиции решают простую задачу: 2026 год должен стать концом очередного цикла для нефтегазовых компаний. Такие годы характеризуются усилением давления на маржу, расходы и капитальные затраты. Как и раньше, появятся заявления о «закате» нефтегазовой эпохи. Однако такие прогнозы звучат с 1920 года и всегда оказывались ошибочными. Истина в том, что в привычных для отрасли циклах «бум — спад» именно фаза спада предоставляет возможность для формирования конкурентного преимущества. Компании, которые смогут успешно пройти этот период, выйдут вперед.
За дополнительной информацией вы можете обратиться к Илье Шилину.
Илья Шилин — старший менеджер по работе с клиентами Hexagon
Отдел управления жизненным циклом активов
M: +34 646 387 993
Четыре тенденции, приведенные ниже, отражают эти противоречивые сигналы. Они также подчеркивают необходимость для компаний снижать издержки, укреплять свою социальную лицензию на деятельность и готовиться к будущему, где адаптивность будет столь же важна, как и объемы.
1. Дисциплина капитала — ключевой принцип
Начнем с того, что в 2026 году можно считать определенным: капитальные расходы будут сокращаться, и это станет определяющим фактором для всех решений в сегменте upstream. По прогнозу Wood Mackenzie, глобальные капитальные затраты на добычу нефти и газа снизятся на 4,3% — до 341,9 млрд долларов, что станет первым ежегодным снижением с 2020 года.
В регионе EMIA инвестиции распределяются в зависимости от уровня затрат. Национальные нефтяные компании Ближнего Востока продолжают использовать преимущества низкозатратных месторождений. Aramco реализует инвестиции в размере 52–58 млрд долларов на 2025 год, при этом капитальные расходы на upstream выросли на 19% в 2024 году, достигнув примерно 39 млрд долларов. ADNOC, в свою очередь, продвигает многолетний план увеличения нефтедобычи до 5 млн баррелей в сутки к 2027 году. Эти проекты относятся к числу долгосрочных инициатив с низкой точкой безубыточности, которые остаются экономически привлекательными. В то же время Европа движется в сторону «сбора урожая»: в Северном море отсутствует достаточное количество новых проектов, способных компенсировать падение объемов добычи, а производство нефти в Великобритании уже к 2030 году может достичь многолетнего минимума. Недавняя волна проектов в Норвегии лишь временно стабилизирует объемы добычи, которые вновь начнут снижаться без утверждения новых проектов.
В целом 2026 год станет годом, когда дисциплина капитала, а не рост объемов, будет основным принципом для сегмента upstream в регионе EMIA. Крупные компании будут делать выбор в пользу менее масштабных инвестиций, таких как доработка существующих месторождений и поэтапное расширение, которые займут большую долю в окончательных инвестиционных решениях. Основное внимание будет уделяться скорректированной на риски доходности и надежности реализации проектов.
Этот подход окажет влияние на проекты в новых регионах: Гайана сохранит привлекательность благодаря низкой себестоимости, в то время как разработки в Намибии потребуют поэтапного подхода для контроля затрат и подтверждения надежности. В странах с регуляторными сложностями, таких как Индия, освоение нефтяных месторождений, скорее всего, будет происходить через постепенные проекты и совместные предприятия, а не через крупные инвестиции.
Фокус на дисциплине капитала также отразится в использовании инструментов и методов для усиления контроля над проектами и управления рисками. Такие подходы, как платформы управления проектами Enterprise Project Performance (EPP), которые объединяют объем работ, затраты и графики, позволяя руководителям выявлять риски на ранней стадии, будут набирать популярность. Также будет активно развиваться использование искусственного интеллекта для управления проектами, поскольку компании стремятся минимизировать риск остановки строительства из-за изменения рыночных условий.
2. Снижение затрат на эксплуатацию и обслуживание: ставка на ИИ и APM
Давление на снижение затрат ощущается не только в проектах, но и в операционной деятельности. Некоторые компании уже начали сокращать персонал, и генеральный директор Chevron Майк Уирт справедливо отметил: «Лучший способ сохранить как можно больше рабочих мест — оставаться конкурентоспособными».
Основной потенциал для экономии кроется в управлении активами. Сочетание APM (управления производственными активами) с цифровым двойником на уровне завода позволяет преобразовывать данные о состоянии оборудования в решения по техническому обслуживанию, которые сокращают потери труда, запасных частей и энергии. опубликованному исследованию британских и австралийских ученых, такая комбинация может снизить затраты на эксплуатацию и обслуживание до 20%. Это может стать решающим фактором между продолжением эксплуатации зрелого актива с прибылью и его закрытием. Быстрейшие результаты можно получить на оборудовании с высокой степенью критичности, таком как компрессорные установки, газовые турбины, печи, установки каталитического крекинга и гидрокрекинга, системы обработки сернистого газа и установки по обработке добытой воды. Прогнозирование отказов на ранних стадиях позволяет не только экономить средства, но и одновременно снижать выбросы в рамках Scope 1 и Scope 2.
Компании будут все чаще делать ставку на искусственный интеллект, используя его не только для автоматизации задач бэк-офиса, но и для управления критически важными активами. По состоянию на 2024 год отрасль находилась на начальном этапе внедрения ИИ: лишь один из четырех сотрудников утверждал, что его компания применяет искусственный интеллект. На тот момент наиболее часто упоминаемыми сценариями использования ИИ были автоматизация рабочих процессов и улучшение взаимодействия (30%), использование аналитики данных для оптимизации производства (28%) и удалённый мониторинг.
3. Сокращение выбросов метана и улавливание углерода: декарбонизация становится частью операционной модели
Еще одна область, которая может стать ключевой для операционной деятельности, — это сокращение выбросов. 2025 год стал годом, когда отрасль в значительной степени отошла от побочных проектов в области возобновляемой энергетики, особенно если они показывали низкую прибыльность или не соответствовали основной бизнес-модели.
2026 год, вероятно, станет временем для двух стратегий, которые обладают высоким потенциалом одновременного снижения выбросов и получения прибыли: сокращения выбросов метана и улавливания, использования и хранения углерода (CCUS).
Согласно данным Global Methane Tracker 2025 Международного энергетического агентства (МЭА), выбросы метана в энергетическом секторе превышают 120 млн тонн в год, при этом около 70% этих выбросов можно предотвратить с использованием уже существующих технологий. Многие из этих мер окупаются менее чем за год, так как уловленный газ можно продать. Помимо этого, 100 млрд кубометров газа могли бы быть поставлены на рынок в 2024 году при должном сокращении выбросов метана, а 150 млрд кубометров газа ежегодно сжигаются в факелах по всему миру.
2026 год может стать переломным моментом, когда операторы в странах Европы, Ближнего Востока, Индии и Африки (EMIA) начнут рассматривать выбросы метана и сжигание газа не как вопросы репутации, а как потери производства. Ожидается, что компании начнут снижать интенсивность выбросов метана, а программы регулярного факельного сжигания будут постепенно сворачиваться на отдельных активах. Сверхэмиттеры, подтвержденные спутниками, будут устраняться быстрее, а на объектах с высоким риском будут внедряться системы непрерывного мониторинга. В настоящее время только 5% мировой добычи нефти и газа соответствует стандартам практически нулевых выбросов метана; в ближайшие годы эта доля должна увеличиться.
Параллельно технологии улавливания, использования и хранения углерода (CCUS) развиваются от пилотных проектов до модернизации на уровне промышленных объектов. Операционный акцент смещается на установки улавливания, интегрированные в потоки водорода, установки каталитического крекинга (FCC) и риформинга на нефтеперерабатывающих и нефтехимических комплексах. Растущие цены на углерод в Европе (в среднем около 70 евро за тонну в прошлом году) делают такие проекты более экономически выгодными. Важный нюанс для 2026 года заключается в том, что операторы в первую очередь будут приоритизировать низкозатратные меры по сокращению выбросов метана и сжигания газа, а затем внедрять CCUS на технологических потоках с высокой концентрацией углерода и высокой степенью загрузки.
Управление выбросами становится частью повседневных инструментов. Системы управления производственными активами (EAM) теперь включают ключевые показатели эффективности (KPI) по выбросам наряду с показателями надежности. Цифровые двойники предприятий моделируют нагрузки на системы улавливания, перепады давления и баланс пара наряду с оптимизацией производительности. Искусственный интеллект ускоряет обнаружение утечек, объединяя данные от стационарных датчиков, дронов и спутников. Одним словом, декарбонизация становится операционной задачей, решаемой с помощью операционных инструментов.
4. Европейская переработка сокращается, но становится умнее
Из-за структурного спада в Атлантическом бассейне нефтепереработка в Европе сталкивается с кризисом, который характеризуется снижением рентабельности и ростом зависимости от импорта из других регионов. Эта тенденция, вероятно, ускорит закрытие нефтеперерабатывающих заводов в 2026 году, а некоторые площадки перейдут на производство биотоплива или совместную переработку устойчивого авиационного топлива (SAF) вместо переработки сырой нефти. Shell закрыла завод в Весселинге (Германия), Petroineos остановила работу в Гранджмуте, и еще несколько объектов находятся на стадии пересмотра. Согласно отраслевым исследованиям, Европа может потерять до 2,1 млн баррелей в сутки мощности установок первичной переработки нефти (CDU) к 2030 году, если сохранятся низкие маржи и политические ограничения.
К 2027 году Европа войдет в новую эпоху с меньшими мощностями по переработке сырой нефти, более высокой средней загрузкой и большим количеством интегрированных низкоуглеродных установок по сравнению с 2024 годом. Ценность будет определяться энергоэффективностью, надежностью и гибкостью установок, а не только объемом переработки.
Надежность становится ключевым фактором. Незапланированные простои на среднем НПЗ приводят к убыткам в десятки миллионов долларов ежегодно. Заводы внедряют системы управления эффективностью активов (APM) в рамках управления активами предприятия (EAM), используют передовые системы управления процессами и прогнозную аналитику для стабилизации теплонесущих установок и водородных систем. Несколько европейских площадок уже провели цифровые ремонты и создают цифровые двойники на уровне всего завода для управления изменениями и контроля разрешений на работы. Примеры из других отраслей, такие как интеграция систем теплоснабжения и «безбумажные» операционные модели, демонстрируют, как НПЗ могут укрепить социальную лицензию, одновременно снижая потребление топлива.
Эти инвестиции решают простую задачу: 2026 год должен стать концом очередного цикла для нефтегазовых компаний. Такие годы характеризуются усилением давления на маржу, расходы и капитальные затраты. Как и раньше, появятся заявления о «закате» нефтегазовой эпохи. Однако такие прогнозы звучат с 1920 года и всегда оказывались ошибочными. Истина в том, что в привычных для отрасли циклах «бум — спад» именно фаза спада предоставляет возможность для формирования конкурентного преимущества. Компании, которые смогут успешно пройти этот период, выйдут вперед.
За дополнительной информацией вы можете обратиться к Илье Шилину.
Илья Шилин — старший менеджер по работе с клиентами Hexagon
Отдел управления жизненным циклом активов
M: +34 646 387 993