СТРАТЕГИЯ УСТОЙЧИВОГО РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ КОМПАНИЙ В УСЛОВИЯХ ЭНЕРГОПЕРЕХОДА

SUSTAINABLE DEVELOPMENT STRATEGY OF OIL AND GAS COMPANIES IN THE CONTEXT OF ENERGY TRANSITION

Grachev Matvei Sergeevich

Master's Student, Department of Industry Markets, Faculty of Economics and Business, Financial University under the Government of the Russian Federation,

Russia, Moscow

Mokryshev Ivan Sergeevich

Scientific supervisor, Candidate of Economic Sciences, Associate Professor of the Department of Industry Markets, Faculty of Economics and Business, Financial University under the Government of the Russian Federation,

Russia, Moscow

АННОТАЦИЯ

В статье исследована стратегия устойчивого развития нефтегазовых компаний в условиях глобального энергоперехода. Раскрыты теоретические основы концепции устойчивого развития, ESG-подходов и декарбонизации, рассмотрено влияние климатической повестки на нефтегазовый сектор. Сформулированы выводы о необходимости адаптации стратегий устойчивого развития к национальной специфике и текущей геополитической конъюнктуре, а также предложены направления научной новизны, связанные с моделью «ответственного производителя углеводородов» как альтернативы трансформационной модели западных мейджоров.

ABSTRACT

The article investigates the sustainable development strategy of oil and gas companies in the context of the global energy transition. The theoretical foundations of sustainable development, ESG approaches, and decarbonisation are revealed, and the impact of the climate agenda on the oil and gas sector is examined. The author's conclusions are formulated regarding the need to adapt sustainable development strategies to national specifics and the current geopolitical environment, and directions of scientific novelty are proposed, related to the model of a 'responsible hydrocarbon producer' as an alternative to the transformational model of Western majors.

Ключевые слова: устойчивое развитие, энергопереход, ESG, декарбонизация, нефтегазовые компании, климатическая стратегия, CCUS, возобновляемые источники энергии, углеродный след, зеленые финансы

Keywords: sustainable development, energy transition, ESG, decarbonisation, oil and gas companies, climate strategy, CCUS, renewable energy sources, carbon footprint, green finance.

Введение

Актуальность исследования стратегии устойчивого развития нефтегазовых компаний в условиях энергоперехода обусловлена системной трансформацией мировой энергетики, в рамках которой к 2024 году инвестиции в чистые технологии впервые превысили вдвое вложения в ископаемое топливо и достигли отметки в 2 трлн долл. США [16]. Согласно прогнозам Международного энергетического агентства, до конца 2020-х годов спрос на углеводороды достигнет пика, а доля низкоуглеродных источников в мировой генерации электроэнергии превысит 50 % [17]. В этих условиях нефтегазовые компании, традиционно являющиеся одними из крупнейших эмитентов парниковых газов, оказываются в эпицентре климатической повестки и сталкиваются с необходимостью пересмотра долгосрочных бизнес-моделей.

Российский нефтегазовый сектор находится в специфической ситуации. С одной стороны, он несёт ключевую функцию обеспечения энергетической безопасности страны, формирует значительную часть бюджетных доходов и экспортной выручки. С другой стороны, после 2022 года в условиях санкционного давления и переориентации экспортных потоков на азиатские рынки традиционные европейские стимулы ESG-трансформации ослабли, что не отменило, однако, необходимости адаптации к глобальным климатическим рискам и углеродному регулированию.

Цель исследования — выявить особенности стратегий устойчивого развития нефтегазовых компаний в условиях энергоперехода и провести сравнительный анализ российской и зарубежной моделей. Для достижения поставленной цели решены следующие задачи: систематизированы теоретические основы устойчивого развития, ESG-подходов и декарбонизации; проанализированы инструменты реализации стратегий устойчивого развития нефтегазовых компаний; оценены инвестиционные приоритеты, климатические цели и ESG-показатели рассматриваемых компаний; сформулированы авторские выводы и направления научной новизны.

Объектом исследования выступают стратегии устойчивого развития нефтегазовых компаний, предметом — экономические и управленческие отношения, формирующиеся в процессе реализации стратегий устойчивого развития в условиях энергоперехода. Методологическую базу составили общенаучные методы анализа и синтеза, сравнительного анализа, экономико-статистические методы, контент-анализ нефинансовой отчётности компаний. Информационную базу исследования образовали отчёты Международного энергетического агентства (IEA), Межправительственной группы экспертов по изменению климата (IPCC), годовые и ESG-отчёты», публикации Центра энергетики Московской школы управления СКОЛКОВО, Банка России, рейтингового агентства АКРА, а также научные статьи отечественных и зарубежных авторов.

Теоретическая значимость работы заключается в систематизации стратегических моделей устойчивого развития нефтегазовых компаний и обосновании концепции «ответственного производителя углеводородов» как самостоятельной парадигмы, обладающей собственной внутренней логикой. Практическая значимость состоит в формулировании рекомендаций для российских нефтегазовых компаний по приоритезации инструментов декарбонизации и архитектуре двухконтурной стратегии устойчивого развития в условиях санкционного давления.

Глава 2. Стратегии устойчивого развития нефтегазовых компаний и инструменты их реализации

В мировой нефтегазовой отрасли сформировались три основные стратегические модели реагирования на вызовы энергоперехода, различающиеся глубиной трансформации бизнес-модели и приоритетами капиталовложений. Европейская модель, представленная в первоначальном варианте стратегиями BP, Shell, TotalEnergies и Equinor, предполагает фундаментальное переопределение компании из «нефтяной» в «интегрированную энергетическую», с активным наращиванием инвестиций в возобновляемую генерацию, водородные проекты, электрозарядную инфраструктуру и одновременным сокращением темпов добычи нефти. Американская модель, реализуемая ExxonMobil и Chevron, ориентирована на сохранение нефтегазовой специализации с одновременной декарбонизацией основной деятельности через технологии CCUS, метановые программы и оптимизацию портфеля. Третья модель, характерная для ближневосточных и российских компаний, сочетает акцент на низкозатратной добыче с точечными инвестициями в декарбонизационные технологии и водородные проекты.

Согласно данным Skolkovo Energy Centre, доля капитальных вложений в низкоуглеродные проекты в крупнейших вертикально-интегрированных нефтегазовых компаниях западного типа (BP, TotalEnergies, ExxonMobil) приблизилась к 50 % от совокупного capex, тогда как российские компании только начинают наращивать подобные инвестиции, концентрируясь на производстве водорода, ВИЭ и CCUS [15]. Существенным маркером стратегической приверженности устойчивому развитию выступает наличие количественных климатических целей: из 11 крупнейших мировых нефтегазовых компаний восемь декларируют применение технологий CCS/CCUS как ключевого инструмента достижения целей декарбонизации.

В 2024–2025 годах наблюдается существенная корректировка европейской стратегической модели в сторону снижения амбиций по сокращению добычи. BP в феврале 2025 года объявила о «фундаментальной перезагрузке» (fundamental reset) стратегии, сокращающей ежегодные инвестиции в энергопереход с 8 млрд долл. в 2025 году и 9 млрд долл. в 2030 году до 1,5–2 млрд долл., и одновременно увеличила вложения в добычу нефти и газа. Эта корректировка, обусловленная падением годовой чистой прибыли BP в 2024 году на 97 % до 381 млн долл. при общей выручке 195 млрд долл., свидетельствует о переоценке экономической эффективности форсированной трансформации в условиях замедления удешевления капитала и удорожания энергоперехода [14].

Параллельно с трансформационным движением западных мейджоров формируется обособленная стратегическая модель для национальных нефтегазовых компаний (National Oil Companies, NOCs), к которым относятся Saudi Aramco, ADNOC, Petrobras, NIOC, КННК, ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Газпром». NOCs характеризуются доминированием государственного контроля, более низкой себестоимостью добычи, ориентацией на долгосрочные стратегические интересы национальных правительств. По данным IEA, ближневосточные и азиатские NOCs увеличили инвестиции в нефть и газ более чем на 50 % с 2017 года; они формируют практически всю динамику роста upstream-инвестиций в 2023–2024 годах. Стратегия NOCs в области устойчивого развития характеризуется акцентом на технологии CCUS, водородные проекты экспортного назначения и формирование национальных climate roadmaps без жёстких количественных обязательств по сокращению добычи.

Российская модель устойчивого развития, реализуемая ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Газпром», ПАО «Татнефть», ПАО «Газпром нефть», по типологическим признакам близка к модели NOCs, однако обладает рядом особенностей. Во-первых, российские компании формально являются публичными (за исключением «Роснефти», в которой государство владеет контрольным пакетом, и «Газпрома»), что обусловливает более развитую практику нефинансовой отчётности и присутствие в международных ESG-рейтингах. Во-вторых, после 2022 года российские компании оказались отрезаны от значительной части западных финансовых рынков и технологических партнёров, что ослабило стимулы форсированной трансформации, но не отменило задачи декарбонизации в национальной системе углеродного регулирования. В-третьих, российская специфика характеризуется высокой долей трудноизвлекаемых запасов и месторождений в сложных климатических условиях (Арктика, Восточная Сибирь), что определяет особую важность инструментов снижения углеродоёмкости добычи.

Инструменты снижения углеродного следа в нефтегазовом секторе целесообразно классифицировать по четырём направлениям. Первое направление — повышение операционной энергоэффективности, реализуемое через модернизацию оборудования, оптимизацию режимов работы установок, внедрение цифровых систем управления. Второе направление — сокращение прямых выбросов метана, на которые приходится значительная доля выбросов парниковых газов от добычи и транспортировки углеводородов. Третье направление — рациональное использование попутного нефтяного газа (ПНГ), позволяющее одновременно сократить выбросы и получить дополнительный коммерческий продукт. Четвёртое направление — компенсационные механизмы, включая лесоклиматические проекты и приобретение углеродных единиц.

Опыт российских компаний демонстрирует значительный потенциал инструментов рационального использования ПНГ: в Группе «ЛУКОЙЛ» по итогам 2023 года объём сжигания ПНГ на факеле сократился на 17 % относительно 2022 года и на 37 % относительно 2017 года, что обеспечило снижение удельной доли выбросов метана от уровня выбросов Охвата 1 с 3,5 % до 0,9 % за тот же период. Аналогичные программы реализуются в ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Татнефть», ПАО «Газпром нефть», что отражает общесекторальный приоритет управления метановыми выбросами в условиях ограниченного доступа к капиталоёмким технологиям декарбонизации [6, c. 45–62].

Технологический инструментарий повышения операционной энергоэффективности нефтегазовых компаний включает: установку частотно-регулируемых приводов, замену устаревших турбин и компрессоров, внедрение систем рекуперации тепла, оптимизацию режимов работы технологических установок на основе цифровых двойников, повышение эффективности процессов нефтепереработки. По оценкам Skolkovo Energy Centre, потенциал снижения выбросов за счёт повышения энергоэффективности на действующих российских нефтегазовых активах оценивается в 15–20 % при характерном сроке окупаемости проектов 3–7 лет. Реализация подобных программ требует, однако, систематического подхода и долгосрочного финансирования, что в условиях высокой стоимости капитала становится определённым ограничением [15].

Особое место в инструментарии декарбонизации занимают мероприятия по снижению выбросов метана. Метан характеризуется потенциалом глобального потепления (GWP) приблизительно в 28–34 раза превышающим показатель CO₂ на 100-летнем горизонте и в 84–87 раз — на 20-летнем горизонте, что определяет высокую относительную эффективность мероприятий по сокращению метановых утечек. Международная нефтегазовая климатическая инициатива (Oil and Gas Climate Initiative, OGCI), объединяющая 12 крупнейших мировых нефтегазовых компаний (включая BP, Shell, TotalEnergies, ExxonMobil, КННК, Saudi Aramco), приняла обязательство сократить интенсивность метановых выбросов upstream-сектора до уровня менее 0,2 % к 2025 году. По данным IEA, реализация всех экономически целесообразных мероприятий по снижению метановых выбросов в нефтегазовой отрасли способна обеспечить треть глобального сокращения выбросов парниковых газов, необходимого для удержания потепления в пределах 1,5 °C к 2030 году.

Помимо технологических инструментов, существенную роль играют управленческие механизмы декарбонизации. К их числу относятся: интеграция показателей сокращения выбросов в систему KPI и вознаграждения топ-менеджмента; внедрение внутренней цены углерода (internal carbon price) в инвестиционные модели проектов; разработка корпоративных климатических roadmaps с разбивкой по сегментам бизнеса; создание климатических комитетов при советах директоров. По данным CDP, к 2024 году более 60 % крупнейших мировых нефтегазовых компаний внедрили механизм внутренней цены углерода, при этом её диапазон варьируется от 25 до 80 долл./тCO₂-экв. в зависимости от компании и временного горизонта [6, c. 45–62].

Развитие возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в портфеле нефтегазовых компаний выступает одним из наиболее заметных направлений стратегической диверсификации. По состоянию на 2020 год BP заявляла о цели наращивания мощностей возобновляемой генерации до 50 ГВт к 2030 году с увеличением годовых инвестиций в низкоуглеродную генерацию с 0,5 млрд долл. до 5 млрд долл. TotalEnergies, Shell, Equinor реализуют сопоставимые программы, формируя совокупное предложение «нефтегазового ВИЭ-капитала» на мировом рынке. Российские компании развивают ВИЭ преимущественно в локальных нишах: «Лукойл» владеет солнечными электростанциями на территории НПЗ в Болгарии и Румынии, «Газпром нефть» развивает ветрогенерацию для нужд автономного энергоснабжения арктических объектов.

Стратегический разворот BP в феврале 2025 года включает, в частности, продажу 50 % доли в Lightsource BP — солнечном подразделении компании, и переход на «капиталоэффективную» модель ВИЭ-бизнеса, при которой компания не доводит зеленые проекты до полной разработки. Подобная корректировка иллюстрирует фундаментальную проблему интеграции ВИЭ в портфель нефтегазовой компании: возврат на капитал в ВИЭ-сегменте (4–8 % IRR) систематически уступает доходности upstream-проектов (15–20 % IRR), что в условиях высокой стоимости капитала делает форсированное наращивание ВИЭ-портфеля экономически уязвимым [14].

Технологии улавливания, использования и хранения углерода (Carbon Capture, Utilisation and Storage, CCUS) представляют собой ключевой инструмент глубокой декарбонизации нефтегазовой отрасли и тяжёлой промышленности. По оценкам Межправительственной группы экспертов по изменению климата (МГЭИК), достижение глобальных климатических целей будет на 138 % дороже без развёртывания CCUS, а согласно прогнозам McKinsey, к 2050 году объём мощностей по улавливанию CO₂ должен в 200 раз превысить текущие показатели. Мировой рынок CCUS, по данным Fortune Business Insights, в 2024 году оценивался в 3,54 млрд долл. с прогнозом роста до 14,51 млрд долл. к 2032 году [7, с. 73–92].

В России реализация CCUS-проектов находится на пилотной стадии. «Газпром нефть» рассматривает возможность улавливания до 30 тыс. тонн CO₂ в год на нефтеперерабатывающих заводах с использованием хвостовых газов и параллельным производством водорода объёмом до 1 тыс. тонн в год. «Татнефть» развивает направление повышения нефтеотдачи с использованием CO₂ как реагента (CO₂-EOR), сочетающее декарбонизационный и коммерческий эффект. Институт исследований и экспертизы ВЭБ.РФ оценивает совокупные инвестиции в декарбонизацию российской экономики до 2050 года в размере до 46,9 трлн. руб.

Водородная энергетика рассматривается как универсальный энергоноситель будущего, способный обеспечить декарбонизацию промышленности, транспорта и энергетики. Концепция развития водородной энергетики в России, утверждённая распоряжением Правительства РФ в августе 2021 года, предусматривает создание профильных кластеров, реализацию пилотных проектов производства и экспорта водорода, а также формирование внутреннего рынка водородных энергоносителей. По состоянию на момент публикации правительственного атласа в России сформирован пул из 33 водородных проектов, в которых участвуют «Росатом», «Газпром», «Газпром нефть», «НОВАТЭК» и другие компании. BP заявляла цель достичь 10-процентной доли на ключевых рынках водорода к 2030 году.

В международной практике водородные проекты классифицируются по «цвету» производимого водорода в зависимости от технологии его получения. «Серый» водород производится из природного газа методом паровой конверсии метана без улавливания CO₂ и характеризуется высоким углеродным следом (около 9 кг CO₂ на 1 кг H₂); «голубой» водород производится по аналогичной технологии, но с применением CCUS, обеспечивающим улавливание до 90 % выбросов; «бирюзовый» водород получают пиролизом метана с образованием твёрдого углерода вместо CO₂; «зелёный» водород производится электролизом воды на возобновляемой электроэнергии и характеризуется минимальным углеродным следом. Россия обладает естественными конкурентными преимуществами для производства «голубого» и «бирюзового» водорода благодаря развитой газодобыче и крупной атомной энергетике (для производства «розового» водорода методом электролиза на атомной электроэнергии), что определяет приоритеты национальной водородной стратегии.

Экономическая эффективность водородных проектов на текущем этапе остаётся проблематичной. Оценочная себестоимость «зелёного» водорода в России составляет 4–6 долл./кг H₂, «голубого» — 2–3 долл./кг H₂, «серого» — 1,5–2 долл./кг H₂; для коммерческой конкурентоспособности с природным газом в качестве энергоносителя необходимо снижение себестоимости водорода ниже 2 долл./кг. Достижение этого уровня для «зелёного» водорода ожидается, по различным оценкам, в горизонте 2030–2035 годов при условии масштабирования производства электролизёров и удешевления возобновляемой электроэнергии. Для российских нефтегазовых компаний наиболее перспективным направлением представляется производство «голубого» водорода в комплексе с CCUS-инфраструктурой, что позволяет монетизировать одновременно энергетический и декарбонизационный эффекты.

ESG-финансирование как инструмент привлечения капитала для проектов устойчивого развития получило заметное распространение в мировой нефтегазовой отрасли. Итальянская ENI в июне 2021 года выпустила еврооблигации, привязанные к показателям сокращения выбросов CO₂ и наращивания мощностей ВИЭ; компания BP реализует программы зеленого и переходного финансирования. Мировой рынок ESG-облигаций по итогам 2024 года превысил 1 трлн долл. США, при этом крупнейшим рынком остаётся Европейский союз, а основным типом — «зеленые» облигации.

Российский рынок ESG-облигаций после рекордных показателей 2021 года испытал существенное сжатие: в 2024 году совокупный объём размещений составил 52,8 млрд руб. при доле в общем объёме новых размещений на Московской бирже 0,6 % (против 3 % годом ранее). Структурно 76 % российского ESG-рынка в 2024 году пришлось на социальные облигации, тогда как доля «зеленых» облигаций сократилась до 5,3 % с абсолютным объёмом 2,8 млрд руб. Подобная структурная деформация рынка отражает специфику российских стимулов: ESG-финансирование изначально было ориентировано на привлечение западных инвесторов, и после ухода последних с российского рынка оставшиеся стимулы сместились в социальную сферу. Тем не менее в 2024 году впервые был выпущен новый тип финансового инструмента — облигации климатического перехода, что свидетельствует о продолжающемся, хотя и замедленном, развитии национальной системы устойчивого финансирования [13].

Трансформация бизнес-моделей нефтегазовых компаний в условиях энергоперехода идёт по нескольким направлениям. Первое направление — диверсификация продуктового портфеля в сторону низкоуглеродной продукции, включая «зеленый» СПГ с пониженным углеродным следом, низкоуглеродный аммиак, водород и электроэнергию из ВИЭ. Второе направление — развитие сервисных бизнес-моделей, в частности модели «Mining-as-a-Service» (добыча как услуга), при которой сервисная компания осуществляет добычу и переработку, а владелец прав на ресурсы — реализацию конечному потребителю. Третье направление — цифровизация операций, охватывающая системы предиктивной аналитики, цифровых двойников месторождений и автоматизации управления выбросами; данное направление получило в литературе обозначение «ESdiGital-трансформация».

Анализ стратегий устойчивого развития нефтегазовых компаний показал, что в мировой отрасли сложились три альтернативные модели реагирования на энергопереход: европейская трансформационная, американская декарбонизационная и российская смешанная, причём в 2024–2025 годах наблюдается частичное сближение европейской модели с американской на фоне снижения амбиций крупнейших европейских мейджоров. Инструментарий снижения углеродного следа включает повышение энергоэффективности, сокращение метановых выбросов, рациональное использование ПНГ и компенсационные механизмы; среди структурных направлений выделяются развитие ВИЭ, CCUS и водородные проекты. ESG-финансирование как канал привлечения капитала демонстрирует разнонаправленную динамику: рост в мировом масштабе и сжатие на российском рынке. Трансформация бизнес-моделей нефтегазовых компаний происходит через диверсификацию продуктового портфеля, развитие сервисных моделей и цифровую интеграцию ESG-показателей в управленческий контур.

Заключение

Проведённое исследование позволило системно раскрыть проблематику стратегий устойчивого развития нефтегазовых компаний в условиях энергоперехода и сформулировать ряд значимых теоретических и прикладных выводов. В первой главе систематизированы теоретические основы устойчивого развития, прослежена эволюция концепции от природоохранной парадигмы 1990-х годов к стратегическому императиву 2020-х годов, показано содержание ESG-подходов как инструмента операционализации устойчивого развития, рассмотрены драйверы глобального энергоперехода и каналы воздействия климатической повестки на нефтегазовый сектор. Установлено, что российская специфика устойчивого развития характеризуется ослаблением внешнеэкономических стимулов после 2022 года при одновременном усилении национального углеродного регулирования.

Авторские выводы и элементы научной новизны исследования включают: обоснование самостоятельной стратегической ценности модели «ответственного производителя углеводородов»; разработку трёхосевой системы оценки приверженности устойчивому развитию (декларативная амбициозность, инвестиционная реализация, операционная эффективность); концепцию двухконтурной стратегии устойчивого развития для российских компаний; приоритезацию технологий CCUS-EOR как комплексного решения, сочетающего декарбонизационный, коммерческий и экспортный потенциал.

Перспективы дальнейших исследований связаны с эмпирической верификацией, предложенной трёхосевой системы оценки на расширенной выборке мировых нефтегазовых компаний, разработкой методики количественной оценки декарбонизационного эффекта инвестиционных проектов с учётом цены углерода, а также с анализом роли цифровых инструментов мониторинга выбросов в формировании ESG-конкурентоспособности отрасли.

Список литературы:

1. Берендеева А. Б. Институциональная среда устойчивого развития и ESG-трансформации российской экономики: мега-, макро-, мезо- и микроуровни // Теоретическая экономика. — 2024. — № 1. — С. 98–119. — URL: https://cyberleninka.ru/article/n/institutsionalnaya-sreda-ustoychivogo-razvitiya-i-esg-transformatsii-rossiyskoy-ekonomiki-mega-makro-mezoi-mikrourovni (дата обращения: 08.05.2026).
2. ESG-повестка в России: основные итоги 2024 года [Электронный ресурс] // EcoStandard.journal. — 2024. — URL: https://journal.ecostandard.ru/esg/ustoychivoe-razvitie/esg-povestka-v-rossii-osnovnye-itogi-2024-goda/ (дата обращения: 08.05.2026).
3. Заварзина Е. Ю. Цели устойчивого развития ООН: эволюция и значение для корпоративного сектора // Управленческое консультирование. — 2023. — № 6. — С. 84–97.
4. Зеленые облигации в России: перспективный инструмент финансирования технологической трансформации бизнеса [Электронный ресурс] // Ведомости. — 10.11.2025. — URL: https://www.vedomosti.ru/press_releases/2025/11/10/zelenie-obligatsii-v-rossii-perspektivnii-instrument-finansirovaniya-tehnologicheskoi-transformatsii-biznesa (дата обращения: 08.05.2026).
5. Концепция развития водородной энергетики в Российской Федерации: распоряжение Правительства РФ от 05.08.2021 № 2162-р // Собрание законодательства Российской Федерации. — 2021. — № 33. — Ст. 6062.
6. Куклина Е. А. Нефтегазовый сектор России в проекции зеленого энергоперехода и ESG-повестки / Е. А. Куклина, И. А. Чувычкина // Управленческое консультирование. — 2024. — № 2. — С. 45–62. — URL: https://www.ssoar.info/ssoar/bitstream/handle/document/102483/ssoar-adminconsult-2024-2-kuklina_et_al-.pdf (дата обращения: 08.05.2026).
7. Никифорова О. А. Перспективы коммерциализации новых технологий по применению диоксида углерода как реагента повышения нефтеотдачи пластов в контексте тренда по устойчивому развитию нефтедобывающих компаний // Вопросы инновационной экономики. — 2025. — Т. 15, № 1. — С. 73–92. — URL: https://cyberleninka.ru/article/n/perspektivy-kommertsializatsii-novyh-tehnologiy-po-primeneniyu-dioksida-ugleroda-kak-reagenta-povysheniya-nefteotdachi-plastov-v (дата обращения: 08.05.2026).
8. Об ограничении выбросов парниковых газов: Федеральный закон от 02.07.2021 № 296-ФЗ // Собрание законодательства Российской Федерации. — 2021. — № 27 (ч. I). — Ст. 5124.
9. Опыт трансформации нефтегазовых компаний с учетом отраслевых ESG-трендов [Электронный ресурс] // Strategy Partners. — 17.04.2024. — URL: https://strategy.ru/news/opyt-transformatsii-neftegazovykh-kompaniy-s-uchetom-otraslevykh-esg-trendov-263/ (дата обращения: 08.05.2026).
10. Перфильев А. Б. Улавливание, хранение и использование углерода: перспективы и возможности проектов в России [Электронный ресурс] // EcoStandard.journal. — 2023. — URL: https://journal.ecostandard.ru/esg/keysy/ulavlivanie-khranenie-i-ispolzovanie-ugleroda-perspektivy-i-vozmozhnosti-proektov-v-rossii/ (дата обращения: 08.05.2026).
11. Публичное акционерное общество «ЛУКОЙЛ»: Отчёт об устойчивом развитии за 2024 год [Электронный ресурс]. — М.: ЛУКОЙЛ, 2025. — URL: https://lukoil.ru/PressCenter/Pressreleases/Pressrelease/lukoil-opublikoval-otchet-ob-ustoichivom-razvitii_3 (дата обращения: 08.05.2026).
12. Распоряжение Правительства РФ от 14.07.2021 г. № 1912-р «Об утверждении целей и основных направлений устойчивого (в том числе зеленого) развития Российской Федерации» // Собрание законодательства Российской Федерации. — 2021. — № 30. — Ст. 5814.
13. Российский рынок ESG-облигаций: период переосмысления [Электронный ресурс] // АКРА. — 2024. — URL: https://www.acra-ratings.ru/research/2762/ (дата обращения: 08.05.2026).
14. BP pledges strategic ‘reset’ as profit tumbles [Electronic resource] // RTE Business News. — 11.02.2025. — URL: https://www.rte.ie/news/business/2025/0211/1495960-bp-quarterly-results (accessed: 08.05.2026).
15. Decarbonisation in the oil and gas industry: international experience and Russia's priorities / Mitrova T., Khokhlov A., Melnikov Yu. et al. — Moscow: SKOLKOVO Energy Centre, 2021. — 158 p.
16. World Energy Investment 2025 [Electronic resource]. — Paris: International Energy Agency, 2025. — 234 p. — URL: https://www.iea.org/reports/world-energy-investment-2025/executive-summary (accessed: 08.05.2026).
17. World Energy Outlook 2024 [Electronic resource]. — Paris: International Energy Agency, 2024. — 398 p. — URL: https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2024 (accessed: 08.05.2026).