Сегодня будет трудный разговор. Не про победы и достижения, не про рекордные объемы добычи и новые месторождения. Сегодня я расскажу тебе о том, о чем не принято говорить на официальных совещаниях и в новостях по телевизору. О проблемах, которые медленно, но верно подтачивают фундамент нашей нефтяной промышленности.
Представь себе старую трубу. Снаружи она еще блестит свежей краской, внутри по ней бежит нефть, все работает. Но если присмотреться, металл уже проржавел, стенки истончились, и в любой момент может случиться прорыв. Примерно так я вижу сегодняшнюю российскую нефтянку. Мы сидим на трубе, которая ржавеет. И вопрос не в том, прорвет ее или нет.
Вопрос — когда это случится и насколько катастрофичными будут последствия.
Часть 1. Истощение: легкая нефть уходит
Начну с главного — с ресурсной базы. Месторождения, которые были открыты еще в 1960-70-х годах, стремительно стареют. Самотлор, Мамонтовское, Федоровское — легенды советской нефтянки — уже давно перешагнули пик добычи и неумолимо падают.
Аналитик Игорь Юшков из Фонда национальной энергетической безопасности недавно дал интервью, в котором очень точно описал ситуацию: «Ресурсная база постепенно снижается у всех стран, что ведет к переходу на разработку трудноизвлекаемых запасов. Эта проблема есть во всем мире. Именно поэтому, кстати, дефицит нефти наступил в 2021-2022 годах, и цены выросли — потому что недостаточно инвестировали» .
Что такое трудноизвлекаемые запасы?
Это нефть, которая не течет сама. Она заперта в плотных породах, в сланцах, в баженовской свите. Чтобы ее добыть, нужны горизонтальные скважины, многостадийный гидроразрыв пласта, специальная химия, сложнейшее оборудование. Геологическая служба США признавала, что Россия — мировой лидер по запасам сланцевой нефти, но это нефть фактически неизвлекаемая без современных технологий .
По данным Минэнерго, доля трудноизвлекаемых запасов в структуре российской нефти к 2030 году вырастет с нынешних 59% до 80% . Заместитель министра Павел Сорокин еще год назад говорил: «Это означает, что и капитальные, и операционные затраты на извлечение этого ресурса будут расти» .
Мэттью Сэгерс, эксперт S&P Global Commodity Insights, сказал фразу, которую я запомнил дословно:
«Добывать нефть становится труднее и дороже, но ухудшающаяся ресурсная база означает, что каждый год ты должен бежать быстрее просто для того, чтобы оставаться на месте. Это, по сути, долгое, медленное прощание с российской нефтью»
Часть 2. Налоги: государство душит курицу, несущую золотые яйца
Теперь о второй проблеме — налоговой политике. Ты изучаешь экономику и должен понимать простую вещь: если у бизнеса забирать все сверхдоходы, у бизнеса не остается денег на развитие.
Наша налоговая система в нефтянке построена так, что при высокой цене нефти основная часть сверхдоходов изымается в бюджет через НДПИ и экспортные пошлины. Это логично. Но когда цены падают, налоговое бремя снижается недостаточно быстро.
В феврале 2026 года произошла удивительная вещь. Цена на нефть выросла, а доходы бюджета от нефтегазового сектора рухнули на 44% по сравнению с прошлым годом .
Как такое возможно?
Экономист Сергей Алексашенко объяснил механизм: выросли транспортные расходы, вырос дисконт, а главное — упали физические объемы добычи .
Российские компании начали сокращать добычу еще в конце прошлого года, столкнувшись с трудностями при продаже нефти в Индию . США ввели 25-процентные пошлины на индийские товары в обмен на сокращение закупок российской нефти. Индийские НПЗ, включая Indian Oil и Reliance, приостановили новые контракты .
В этой ситуации Минфин оказался перед выбором: либо снижать налоги, чтобы поддержать добычу, либо наблюдать за падением производства. Министр финансов Антон Силуанов публично признал: «Мы вводим дополнительные льготные налоговые режимы и четко понимаем, что не можем рассчитывать на высокий уровень нефтегазовых доходов в долгосрочной перспективе» .
По его словам, доля нефтегазовых доходов в бюджете уже упала с примерно 50% несколько лет назад до 23% в этом году и продолжит снижение . Долгосрочный бюджетный прогноз, утвержденный правительством в декабре 2025 года, предполагает, что к 2042 году нефтегазовые доходы сократятся более чем вдвое — с 4% ВВП до 1,9%, что станет минимумом с начала 2000-х годов .
Часть 3. Технологическая зависимость и санкции
Теперь о том, что делает ситуацию особенно острой. Санкции отрезали нас от доступа к современным технологиям, без которых разработка трудноизвлекаемых запасов невозможна.
Исследование консалтинговой компании «Яков и Партнеры» показало пугающие цифры: зависимость от импортных технологий в области гидроразрыва пласта составляет до 52%, для морской сейсморазведки — 70%, морской добычи — 80%, добычи на шельфе — 90% .
Что это значит на практике?
Россия не может производить современное оборудование для многостадийного ГРП, не может делать надежные телеметрические системы для горизонтального бурения, не может выпускать погружное оборудование для высокотемпературных скважин.
Генеральный директор «Газпром нефти» Александр Дюков еще в прошлом году говорил, что компания недосчитывается около 200 наименований оборудования, необходимого для добычи и переработки. Речь идет о датчиках, которые передают информацию о пластах в реальном времени, о специальном программном обеспечении для анализа данных, о компонентах буровых установок.
Даже то программное обеспечение, которое уже было закуплено, с 2022 года не получает обновлений и постепенно становится бесполезным .
А новые программы купить невозможно.
Часть 4. Кадровый голод
Есть еще одна проблема, о которой редко говорят, — это люди. Война забрала тысячи молодых мужчин, которые могли бы работать на буровых и промыслах. Institute for the Study of War еще в прошлом году отмечал, что Россия ежемесячно теряет 45-50 тысяч человек и не может компенсировать эти потери наймом .
Те, кто остался, требуют более высокой зарплаты. Рынок труда перегрет, квалифицированных специалистов не хватает, и компании вынуждены платить все больше, увеличивая себестоимость добычи.
Мэттью Сэгерс описывает ситуацию так: «Все стало дороже. Каждый элемент производства — от оборудования до рабочей силы — вырос в цене.
И это давление делает очень трудным для России наращивание добычу даже в ближайшей перспективе» .
Часть 5. Глубина переработки и качество продукции
Отдельная тема — нефтепереработка. В статье, приводятся цифры: средняя глубина переработки в России составляет около 71%, тогда как в США — выше 90%, в Европе — 75-80% .
Что это значит?
Мы гоняем мазут вместо бензина.
Мазут — это низкомаржинальный продукт.
Его сложно экспортировать, особенно после эмбарго ЕС. Бензин и дизель — это то, что нужно рынку. Но чтобы их производить, нужны современные установки каталитического крекинга, гидрокрекинга, риформинга. А они либо устарели, либо изношены.
Степень износа российских НПЗ в среднем составляет 65% . При этом загружены они менее чем на 80%. Новых заводов мы не строили десятилетиями. Модернизация идет, но медленно и требует миллиардных инвестиций.
Часть 6. Прогнозы: что нас ждет
Аналитики сходятся во мнении: падение неизбежно. Разнятся только оценки его масштабов.
По оценке OilPrice, к 2030 году добыча в России может сократиться на 20% — с нынешних 9,5 млн баррелей в сутки до примерно 8 млн . «Яков и Партнеры» дают схожий прогноз: падение почти до 410 млн тонн в год, если не развивать собственные технологии .
Правительственная «Энергетическая стратегия до 2050 года», утвержденная в апреле прошлого года, содержит еще более пугающие цифры.
В базовом сценарии добыча снизится с нынешних 520 млн тонн до 477 млн к 2036 году и до 287 млн к 2050 году. Экспорт упадет почти втрое — с 234 млн тонн до 79 млн
А в стрессовом сценарии, предполагающем ужесточение санкций и ускоренный энергопереход, добыча к 2050 году составит всего 171 млн тонн — примерно треть от текущего уровня, а экспорт упадет до нуля .
Часть 7. Почему компании не инвестируют в будущее
И последнее, о чем я хочу сказать. В краткосрочной перспективе компаниям выгоднее выжимать последнее из старых скважин, чем вкладывать миллиарды в новые проекты.
Налоги высоки, неопределенность колоссальна, технологии недоступны. Зачем бурить новую скважину в Восточной Сибири, где себестоимость может составить 40-50 долларов за баррель, если можно чуть интенсивнее эксплуатировать старые месторождения в Западной Сибири с себестоимостью 10-15 долларов?
Но эта стратегия — поедание семенного фонда. Рано или поздно старые скважины обводнятся до 95%, и дальше качать станет нечего. А новых, подготовленных, разведанных запасов не появится, потому что геологоразведку финансируют по остаточному принципу.
Глава Роснедр Евгений Петров сказал важную вещь:
«Эпоха крупных месторождений закончилась. Мы работаем со все более сложными комплексными месторождениями на больших глубинах. Сегодня одной из важных задач становится обеспечение технологического суверенитета, потому что именно технологии обеспечивают себестоимость. В лидерах окажутся те страны, которые в ближайшие 10–20 лет сумеют правильно работать с себестоимостью добычи»
Итог
Российская нефтянка сегодня похожа на человека, который живет на кредитные карты. Внешне все прилично, деньги есть, но долги растут. Наш долг — это истощенные месторождения, устаревшие технологии, отсутствие инвестиций в геологоразведку.
Лет через десять, когда старые скважины окончательно выдохнутся, а новые так и не будут подготовлены, нас ждет очень болезненный период. Нефть не кончится, но добывать ее станет настолько дорого, что многие проекты потеряют экономический смысл.
И тогда мы поймем, что все эти годы сидели на трубе, которая ржавела изнутри. А заметили только тогда, когда она прорвалась.
Подписывайся, если хочешь понимать реальную экономику нефтянки. В следующем материале расскажу о том, почему китайцы скупают наш СПГ и как Россия становится газовым королем Азии.
А теперь вопрос к тебе: как думаешь, стоит ли государству прямо сейчас начинать массированные инвестиции в геологоразведку и новые технологии, даже ценой роста налогов на другие сектора?
Или будем надеяться, что цены на нефть снова вырастут и спасут ситуацию?
Пиши в комментариях, обсудим.