К концу 2027 года ИТ-ландшафт в нефтегазовом секторе экономики России будет полностью покрыт отечественными решениями. К такому выводу пришли аналитики компании «СиСофт Девелопмент» в исследовании «Информационное моделирование и ИИ в нефтегазовой отрасли». На текущий момент уровень замещения иностранных решений российскими составляет в сегменте 81%.
Работа, датированная январем 2026 года, основывается на данных Минэнерго, ИЦК «Нефтегаз», дорожной карты «Новое индустриальное ПО», Университета Иннополис, аудиторской компании Kept, портала технологий TAdviser, консалтинговой компании «Яков и Партнеры» и собственных исследований.
Динамика импортозамещения
Аналитики проанализировали импортозамещение инженерного софта по следующим классам: системы автоматического проектирования (САПР), расчетные комплексы (CAE) и системы управления жизненным циклом продукта (PLM/PDM). Российские решения также присутствуют в разработках геологического отраслевого ядра, цифровых двойниках, автоматических системах управления технологическим процессом (АСУ ТП), системах сбора данных (SCADA), системах управления производственными процессами (MES) и системах планирования ресурсов предприятия (ERP). Выяснилось, что до 2022 года в отрасли доминировали западные решения, а покрытие ИТ-ландшафта российским программным обеспечением (ПО) составляло лишь 8%. В 2022-2023 годах в действие вступили западные санкции, и компании стали закупать российские решения «на полку», а в 2024-2026 годах в новых проектах уже стало преобладать отечественное ПО. Доля зрелого отечественного софта в период с 2014 по 2024 год также выросла с 10% до 80%.
Сегодня наибольшая доля российских решений присутствует в расчетах конструкций и трубопроводов (90%), в базовой графике и 2D- и 3D-моделирования (60-70%). Несколько отстают инженерные расчеты, P&ID, КИПиА (30-40%), сложные CAE (30%). В аутсайдерах импортозамещения пока находятся цифровые двойники и PLM-платформы (10-20%).
Динамика ИТ-инвестиций
Исследователи также проанализировали динамику и перспективы инвестиций в ИТ-сферу нефтегазовых компаний. Они отметили, что с 2022 года ИТ-инвестиции в нефтегазовый сектор постоянно растут. Если в 2023 году они составляли 53 млрд рублей, то в 2025 году ИТ-расходы нефтегаза поднялись до 162 млрд рублей. Причем только в 2024 году такой рост составил 155%. На разработку и интеграцию цифровых решений компании тратили тогда 44% средств, а 56% – на лицензии и сопровождение ПО. Основной интерес вызывали отечественные платформы для геологоразведки, предиктивной аналитики и компьютерного зрения.
Рынок инженерного ПО в 2025 году достиг отметки в 51 млрд рублей и вырос на 16% по сравнению с 2024 годом. Диапазон годовых затрат нефтегазовых компаний на инженерное ПО и ИИ составляет 5-15% от ИТ-бюджета. В зависимости от масштаба компании на данные цели ежегодно тратятся десятки, а то и сотни миллионов рублей. При этом нефтегазовые гиганты применяли даже так называемые «залповые» инвестиции. Например, компания «Газпром проектирование» в декабре 2019 года потратила таким образом 278,6 млн рублей, закупив в один день несколько российских решений: nanoCAD Plus (на 35,4 млн рублей), TDMS (153,7 млн рублей), Model Studio CS и CADLib (50 млн рублей) и «Комплекс трубопровод» (39,5 млн рублей).
Между тем, в 2025 году рост ИТ-инвестиций замедлился. По сравнению с 2024 годом ИТ-расходы сектора выросли лишь на 20%. Общее замедление роста ИТ-рынка в России и объемов инвестиций исследователи обозначают как новый тренд. Еще одним является сдвиг от закупки лицензий к внедрению, интеграции и обучению.
ИИ-решения в нефтегазе
Интересны выводы аналитиков относительно внедрения в нефтегазовой отрасли искусственного интеллекта (ИИ). В промышленной эксплуатации уже применяются разработки:
• в предиктивной аналитике (прогноз отказов оборудования и анализ телеметрии);
• в геологоразведке (анализ сейсмики, цифровой керн, «Цифровой геолог»);
• в ИИ-ассистентах (поиск по регламентам, диагностика неисправностей).
На стадии пилотов тестируются решения:
• инженерной аналитики (проверка документации, поиск несоответствий);
• видеоаналитики (контроль промбезопасности, обнаружение утечек);
• цифровых двойников (моделирование сценариев в реальном времени).
По оценке Минэнерго, экономический эффект от применения ИТ-решений в нефтегазе составляет 700 млрд рублей в год, а доля ИИ в годовом бюджете ИТ-отрасли – 14%. К 2040 году ожидается эффект в 5,4 трлн рублей.
Наиболее крупные кейсы внедрения ИИ:
• «Газпром нефть» – цифровой двойник сейсморазведки, GEOmate;
• «Роснефть» – цифровое месторождение, ИИ распознавание нарушений ТБ;
• «Лукойл» – нейросетевое управление закачкой, цифровой керн;
• «Татнефть» – LLM-платформа совместно с ИТМО;
• НОВАТЭК – AIDrilling (предиктивная аналитика бурения).
Перспективы развития
Исследователи опубликовали в документе прогнозные показатели развития ИТ-сектора нефтегаза к 2030 году. Целевая доля российского ПО составит 90%, объем рынка инженерного ПО вырастет до 60 млрд рублей, рост числа компаний-разработчиков увеличится с 1,3 до 3,7 тыс., а инвестиции в ИИ достигнут отметки в 130 млрд рублей. По мнению исследователей, через пять лет отечественные цифровые решения смогут предложить нефтяникам полноценные аналоги базовых систем автоматического проектирования, узкоспециализированные расчетные модули, работоспособные интеграционные платформы, интеграцию САПР и технологий информационного моделирования (ТИМ) с PLM, MES и цифровыми двойниками.
Главными вызовами развития они назвали:
• разрыв в масштабе – рынок РФ составляет 162 млрд рублей, а глобальный — более 20 млрд долларов США;
• необходимость создать за малые деньги то, что на западе разрабатывалось 15-20 лет;
• необходимость интегрированных платформ в экосистеме;
• закрытость компаний, которые не делятся наработками.
Аналитики также назвали недостающие функциональные, технологические и инфраструктурные возможности в отечественных решениях. Среди функциональных они отметили необходимость глубокой связки САПР, расчетов, PLM и MES из «коробки», автоматизации на основе машинопонимаемости ТИМ, формирования и ведения информационной модели с ТИМ. Также отечественным решениям пока недостает масштабируемости при работе с крупными моделями (НПЗ, месторождение) и интероперабельности – обмена данными с закрытыми форматами западных систем.
В технологических возможностях пока слабо развиты облачные и мобильные разработки. Решения десктоп-ориентированы, а облачная работа реализована точечно. Российские графические ядра пока решают только средние задачи, цифровые двойники страдают недостаточной производительностью в реальном времени. Не хватает систем ALM – сквозного управления жизненным циклом актива.
В инфраструктурной части слабо развита экосистема поддержки: нет сети партнеров, базы знаний, системы обучения. В документировании пока не достает методик и примеров типовых проектов. Кроме того, нет четких дорожных карт и регулярных релизов обновления ПО, а в библиотеках элементов наблюдается недостаток готовых отраслевых спецификаций оборудования
Ключевой вывод аналитиков: российский ИТ-рынок пока отстает от мирового на 3-5 лет, новые проекты строятся на отечественном стеке, модернизация программного кода (legacy) идет поэтапно.
Почему переход неизбежен
Как бы то ни было, проанализировав статистику и тренды, аналитики сделали вывод, что полный переход на отечественное ПО в нефтегазовом секторе неизбежен. Этому способствуют как внешние, так и внутренние драйверы. К внешним относится господдержка, а именно гранты Минцифры России (19 млрд рублей в 2023 году, 10 млрд рублей в 2024 году и 19 млрд рублей в 2025 году), а также субсидирование 50% стоимости отечественного ПО в 2021-2024 гг. от Минпромторга России, которое возобновится в 2026 году.
К внутренним факторам можно отнести:
• рост стоимости владения зарубежным ПО;
• требования информационной безопасности (полный отказ от западных систем);
• переобучение (переход студентов на отечественное ПО, интеграция различного ПО).
К переходу также подталкивает внешнее давление, в частности, санкционные ограничения: запрет ЕС и США на поставку САПР (в 2023-2024 гг.) и расширение списка санкционного ПО (февраль 2025 года), что привело к потере поддержки западных продуктов, работе с ними в «замороженном» режиме, рискам информационной безопасности и технологического долга.
«В сфере проектирования и инженерных расчетов среди легальных пользователей российские системы занимают львиную долю, но, по экспертным оценкам, больше 50% потребителей CAD/CAM/CAE/BIM-систем безнаказанно используют зарубежное ПО ввиду слабых мер со стороны регулятора и правоохранительных органов. Важным фактором остается отказ от пиратского западного ПО с точки зрения информационной безопасности для критической инфраструктуры и формирования экосистемы на основе российских решений», – подчеркнул исполнительный и технический директор компании «СиСофт Девелопмент» Игорь Орельяна Урсуа.
Об авторе
