Итоги 2025: цифры, тренды, прогнозы
2025 год стал историей. Момент, когда мы переворачиваем последнюю страницу календаря, ― хорошее время, чтобы подвести итоги и наметить планы на будущее. Мы решили узнать у экспертов, что произошло за эти 12 месяцев в нефтегазовой отрасли. Какие тренды сохранят своё влияние в 2026 году и чего стоит ждать российским компаниям? Ответы на эти вопросы читайте в нашем материале.
Топ событий: чем запомнился 2025 год для российского нефтегаза?
В прошедшем году в центре внимания вновь оказались политические факторы. Так, генеральный директор ООО «1ОЙЛ Менеджмент» Ирек Хуснутдинов в числе наиболее значимых событий назвал введение блокирующих санкций против «Роснефти» и «Лукойла» в октябре.
«Последовала немедленная операционная пауза, за которой началась ускоренная диверсификация логистических и финансовых потоков с упором на азиатские направления и альтернативные валюты. Долгосрочный итог: стратегическая переориентация на восточные рынки из тактического манёвра превратилась в структурно закрепленный вектор», ― отметил г-н Хуснутдинов.
Конечно, этим влияние геополитики на отрасль не исчерпывается. Директор по исследованиям ООО «Имплемента» Мария Белова добавила остановку транзита российского газа в ЕС через Украину в начале года, попадание в SDN-лист США СПГ-заводов «Криогаз-Высоцк» и «КСПГ Портовая».
«Нельзя обойти вниманием и дорожную карту ЕС по отказу от российских энергоносителей, где в 2025 г. был достигнут значительный „прогресс” в регламентации остановки закупки газа из РФ», ― сказала г-жа Белова.
Эксперт «Имплементы» выделяют ещё несколько ключевых трендов 2025 года.
«Во-вторых, это укрепление энергетического партнёрства с Китаем. Речь не только о подписанном в сентябре пакете газовых документов, подразумевающих увеличение поставок по „Силе Сибири” и Дальневосточному трубопроводу, а также обозначающих будущие совместные шаги по трубопроводу „Сила Сибири ― 2”, но и о начале поставок СПГ в Поднебесную с подсанкционного завода „Арктик СПГ ― 2”. Помимо тестирования новой логистики и контрактных моделей, это и демонстрация для других стран работающей схемы „обхода” ограничений на российский газ.
Третий блок ― это падение цен на углеводороды. 2025 г. обозначился как период снижения мировых цен на нефть (–15% по Brent) и европейских газовых спотовых котировок. Последствиями для РФ станут сокращение доходов добывающих компаний и поступлений в бюджет.
И, наконец, четвертый блок ― это глобальные энергетические тренды.
Здесь стоит выделить отсутствие ожидаемого жёсткого плана отказа от ископаемого топлива на COP30 (ноябрь 2025 г.) из-за сопротивления крупных стран-экспортёров, а, следовательно, смещение фокуса на адаптацию к климату, а не на быстрое сворачивание добычи углеводородов. Одновременно с этим рекордный ввод мощностей солнечной и ветровой энергетики означает усиление долгосрочного давления на спрос на углеводороды, а также рост конкуренции за инвестиции.
Ну и напоследок случившийся в 2025 году пересмотр Международным энергетическим агентством прогноза по пиковому спросу на нефть: спустя годы МЭА вновь включило в свой базовый прогноз сценарий устойчивого роста потребления „чёрного золота” как минимум до 2050 года. Это признание факта более медленного распространения электромобилей и сохранения доминирования традиционного топлива в транспортном секторе», ― перечислила Мария Белова.
Если говорить о газовом сегменте, то здесь ключевым событием стало подписание обязывающего меморандума о строительстве газопровода «Сила Сибири ― 2» считает директор по развитию инжиниринговой компании ООО «Энергия Плюс» Павел Марышев.
«Новая магистраль не только позволит нарастить объёмы экспорта в Китай на 50 млрд м3, но и решит ряд внутренних вопросов. Первое ― это поддержание добывающей инфраструктуры Ямала и Гыдана „в тонусе”: исключение „Северных потоков” из экспортного контура привело к простоям скважин, что грозит деградацией добывающей инфраструктуры.
Второй — газификация части Красноярского края, Забайкальского края и Бурятии: без наличия экспортной мотивации сформировать удовлетворительное ТЭО для строительства магистральной ветки по территории этих регионов сложно. Третий — создание „пространства для манёвра” через объединение восточной и западной частей ЕСГ. Повышение гибкости поставок как внутри страны, так и за рубеж является осязаемым преимуществом единой газотранспортной системы», ― перечислил эксперт.
В свою очередь, для нефтяных компаний, по мнению Павла Марышева, главным событием стало расширение и утверждение параметров НДД. Льготная система налогообложения должна стать ответом на один из ключевых вызовов отрасли ― разработку ТРиЗ.
«Структура добычи стремительно деградирует: по различным прогнозам, к 2030 году доля нерентабельных запасов нефти достигнет 60–70%. Поэтому отрасли требуются эффективные технологические решения, создание которых — крайне капиталоёмкий процесс. Наработки в области МГРП и МУН являются приоритетным направлением НИОКР для крупных компаний.
Ключевая задача — повысить коэффициент извлечения нефти, в частности для низкопроницаемых коллекторов: если сейчас КИН для ТрИЗ составляет порядка 10–13%, то целевой показатель при оптимистичном сценарии технологического развития ― 20–25%. Однако всё это требует инвестиций. Именно поэтому движение в сторону расширения НДД для нефтяного комплекса ― ключевое событие для российской нефтедобычи», ― объяснил г-н Марышев.
Заместитель декана факультета экономики и бизнеса Финансового университета при Правительстве РФ Хвича Харчилава, в свою очередь, на первое место поставил окончательное формирование альтернативных логистических цепочек, прежде всего в Китай, Индию и страны Юго-Восточной Азии. Также эксперт отметил качественный скачок в импортозамещении критического оборудования.
«2025 стал годом, когда российские сервисные компании и машиностроители начали серийно поставлять сложные продукты: турбины для компрессорных станций, элементы систем верхнего строения морских платформ, высокотехнологичные химреагенты и катализаторы. И это уже не пилотные образцы, а контракты на поставки.
Кроме того, нужно сказать об активном развитии нефте- и газохимии как драйвера добавленной стоимости. Здесь стоит отметить запуск новых установок на НПЗ и ГПЗ, например, новые этапы на ЗапСибНефтехим и проекты в Татарстане. Это стратегический ответ на риск долгосрочного снижения спроса на моторное топливо и необходимость монетизации газа в условиях падения трубопроводного экспорта», ― сказал г-н Харчилава.
Доцент Финансового университета при Правительстве РФ Валерий Андрианов акцентировал внимание на топливном кризисе.
«Хотя рост цен на горючее мы видим каждое лето, в этот раз проблема приобрела особую остроту, в том числе в связи с атаками украинских беспилотников на наши НПЗ. Эти события показали недостаточность инструментов, которые есть в распоряжении государства, для купирования имеющихся проблем. Тут нужен целый комплекс решений ― от усиления защиты НПЗ до создания запасов топлива и стимулирования дальнейшего развития нефтепереработки. Всё это задачи на длительную перспективу», ― констатировал г-н Андрианов.
Менеджер практики «Стратегия» «Рексофт Консалтинг» (ООО «Рексофт») Сергей Ермилов подчеркнул, что, так как для нефтегазовой отрасли важен глобальный контекст, выбор наиболее значительных событий не стоит ограничивать российскими реалиями.
«Так, во второй половине уходящего года основным поставщиком новостей стала Бразилия, которая в течение ближайших десяти лет имеет все шансы стать одним из ведущих производителей и экспортёров нефти в мире.
В августе BP объявила об открытии глубоководного нефтегазового месторождения в бассейне Сантос, расположенном в южной части бразильского шельфа Атлантического океана. Согласно предварительным оценкам, это открытие может стать крупнейшим для компании за последние 25 лет.
В октябре на волне бурного роста добычи в соседней Гайане и тенденции к отходу от „зелёной повестки” начала 2020‑х Petrobras получила лицензию на проведение геолого-разведочных работ в бассейне Foz do Amazonas на севере страны. Учитывая перспективные проекты в Суринаме, на границе Бразилии и Уругвая, а также активную разработку сланцевой формации Вака Муэрта в Аргентине, Латинская Америка в обозримом будущем может трансформироваться в один из ключевых нефте- и газодобывающих регионов мира, сравнимый с крупнейшими центрами в Западной Сибири и на Ближнем Востоке», ― отметил аналитик «Рексофт Консалтинг».
Что касается ключевых событий для отечественной нефтегазовой промышленности, то здесь в 2025 году Сергей Ермилов выделил начало поставок с «Арктик СПГ ― 2» и «Газпром СПГ Портовая», находящихся под санкциями ЕС и США, в Китай. По мнению эксперта, это стало ярким свидетельством устойчивости российской отрасли к санкционному давлению.
«С августа 2025 года Китай открыл для импорта с „Арктик СПГ ― 2” относительно небольшой терминал в Бэйхае (проектная мощность ― 6 миллионов тонн в год), расположенный на юго-востоке страны. Всего с августа по декабрь 2025 года он принял 21 партию СПГ с Гыданского полуострова, в начале декабря к ним добавилась 1 партия СПГ с „Газпром СПГ Портовая”.
Общий объём поставленного в Бэйхай российского СПГ составил, таким образом, около 1,5 миллионов тонн. В перспективе схема, предполагающая выделение страной-импортёром одного порта для приёма подсанкционного СПГ, может найти применение за пределами Китая. Среди наиболее очевидных вариантов ― Индия, а также Вьетнам и Филиппины, которые планируют существенно расширить сеть терминалов к 2030 году.
В отношении последних двух стран, однако, следует отметить, что реализация планов по развитию СПГ-инфраструктуры может быть отложена ― как в связи с проблемами в получении финансирования, так и ввиду удлинения сроков производства и поставки газовых турбин для электростанций ― ключевых потребителей импортного сжиженного природного газа», ― рассказал г-н Ермилов.
Цифры добычи: чего ждать в 2026 году?
На пленарном заседании Российской энергетической недели Президент РФ Владимир Путин отметил, что ожидаемый объём добычи в 2025 году составит 510 млн тонн нефти. Это на 1% меньше показателя прошлого года. Стоит ли тревожиться из-за снижения объёмов? Какие причины привели к подобным цифрам? И, наконец, чего стоит ждать в 2026 году?
Практически все эксперты сошлись во мнении, что ключевым фактором здесь выступили квоты, установленные в рамках ОПЕК+. Впрочем, Валерий Андрианов видит в этом и позитивный момент.
«Многочисленные и разнообразные санкции, вводимые Западом против России, не смогли заставить нашу страну снизить добычу ниже уровня упомянутых квот. Наоборот, имело место некоторое их превышение, которое сейчас приходится компенсировать. То есть отрасль сохраняет потенциал роста. При этом главным его драйвером на средне- и долгосрочную перспективу станет проект „Восток Ойл”, способный обеспечивать добычу и поставку на зарубежные рынки свыше 100 млн тонн нефти в год», ― отметил доцент Финансового университета.
В прогнозах на 2026 год эксперты выражают осторожный оптимизм. Так, Сергей Ермилов отметил, что тренд на постепенное сокращение наметился ещё в 2023 году.
«Тогда объём добытых в стране жидких углеводородов снизился на 0,8%, а по итогам 2024 года ― на 2,8%. Однако в течение 2025 года наметился разворот, создающий предпосылки для роста в следующем году.
Если весной ― летом 2024 года после введения компенсационных планов из-за перепроизводства нефти российские компании существенно снизили добычу, то, начиная с апреля 2025 года, квоты ОПЕК+ стали постепенно повышаться, а показатели ― возвращаться к уровням начала 2024 года. Учитывая невозможность быстрого восстановления, цифры осенью оставались ниже заявленных квот: в сентябре ― примерно на 40 тысяч, в октябре ― на 70 тысяч баррелей в сутки, т. е. на 180 и 300 тысяч тонн в месяц соответственно.
При условии достижения целевых значений ОПЕК+ к концу 2025 года (в период с декабря 2025 г. по март 2026 г. размер квоты составит 9,57 миллионов баррелей в сутки) суммарный объём добычи нефти (без учёта газового конденсата) по итогам 2026 года сможет увеличиться до 490 миллионов тонн. Таким образом, прогнозная добыча ЖУВ (включая нефть и конденсат) составит от 520 до 530 миллионов тонн, что на 2–4,1% выше ожидаемых показателей в 2025 году.
Возвращение ОПЕК+ к политике снижения квот в ближайшей перспективе маловероятно. В связи с этим наиболее серьёзными рисками, которые могут привести к отклонениям от прогноза, остаются угроза новых санкций (в отношении как российских нефтегазовых компаний, так и зарубежных покупателей сырья из РФ), а также атаки на транспортную и экспортную инфраструктуру», ― рассказал аналитик «Рексофт Консалтинг».
Ирек Хуснутдинов также ожидает в 2026 году умеренного роста, однако добавляет, что на рынке сохраняется неопределённость.
«Диапазон прогнозов ведущих аналитических агентств от 520 до 535 млн тонн иллюстрирует эту ситуацию. Разброс в 30 млн тонн отражает различные сценарии, учитывающие риски сбоев в поставках оборудования и потенциальный успех программ импортозамещения.
Возможность оперативного наращивания добычи существует, однако её реализация представляет собой сложную задачу, требующую одновременного управления логистическими и технологическими рисками. В случае необходимости сокращения в первую очередь под оптимизацию попадут зрелые месторождения с высокой себестоимостью добычи», ― отметил генеральный директор ООО «1ОЙЛ Менеджмент».
Сдержан в оценках и Павел Марышев. По его словам, вводить новые мощности в текущих реалиях нецелесообразно, поэтому динамика выдачи лицензий будет негативной. Если брать уже одобренные проекты, то и здесь работа будет продвигаться медленно, считает эксперт. Недропользователи сосредоточатся на повышении рентабельности существующих мощностей, развитии технологической составляющей.
«В среднем ввод нового месторождения в эксплуатацию занимает 7–8 лет, нарастить коэффициент извлечения нефти можно значительно быстрее. В случае дальнейшего сокращения добычи из эксплуатации будут выводить скважины на поздней стадии, где нефтеотдача перевалила за 20%.
Если же ситуация кардинально изменится, потенциал для роста есть. По данным ВНИГНИ, в 2025 году прирост доказанных газовых запасов составил свыше 635 млрд м3; нефтяных — порядка 510 млн тонн», ― отметил г-н Марышев.
Если говорить о средне- и долгосрочных планах, то единственная возможность нарастить объёмы добычи для достижения целей «Энергостратегии‑2050» ― это разработка ТРиЗ, подчеркнул эксперт. Также это позволит сохранить рабочие места в нефтегазовых моногородах и снизить объём инвестиций в обустройство новых активов.
О существенном сокращении объёмов добычи речи пока не идёт. Но в случае неблагоприятного развития событий в зоне риска окажутся старые скважины с обводнением выше 90%, удалённые и малорентабельные месторождения с высокой себестоимостью, проекты, критически зависимые от недоступного западного оборудования и технологий, перечислил Хвича Харчилава. Сложнее прогнозировать цифры добычи по газу.
Здесь нет внешнего регулятора, такого как ОПЕК, поэтому нужно учитывать большое количество факторов, объяснил Сергей Ермилов. В то же время эксперты сходятся во мнении, что решающую роль будет играть внутреннее потребление.
«Что касается газа, то здесь нынешняя и перспективная добыча, на мой взгляд, будет определяться динамикой развития рынка РФ и темпами газификации. Несмотря на перспективы строительства новых трубопроводов в Китай и, возможно, в Казахстан, всё же необходимо переориентироваться на собственных потребителей и за счёт доступности (а в идеале ― и относительной дешевизны топлива) обеспечивать конкурентные преимущества нашей экономике и промышленности», ― отметил Валерий Андрианов.
Напомним, что, согласно прогнозу социально-экономического развития РФ на 2026 год, добыча газа в стране по базовому сценарию составит 680,2 млрд м3. Это на 2% меньше, чем годом ранее.
Санкционная гонка вооружений: сумеет ли отрасль найти ответ на новые ограничения?
Все эти события происходили на фоне введённых против российского нефтегаза санкций. И анализировать их не получится без ответа на вопрос, насколько успешно отечественные компании справлялись с внешним давлением в 2025 году.
Опрошенные эксперты сошлись во мнении, что отрасль показала высокие адаптационные способности. Валерий Андрианов в качестве примера приводит санкции против теневого флота, которые в начале года ввёл ещё Джо Байден. Как показало время, это не привело к падению российского экспорта.
В то же время «обесценивать» влияние введённых ограничений тоже не стоит. Так, Хвича Харчилава говорит о том, что санкции нанесли серьёзный структурный ущерб технологическому развитию: отложены сложные проекты, утерян доступ к лучшим мировым технологиям и ноу-хау, возросла себестоимость продукции.
На этом «плохие новости» не заканчиваются. Хотя отрасль показала высокие адаптационные способности, но и эффективность ограничений со стороны недружественных стран также растёт, подчеркнул Ирек Хуснутдинов.
«Наибольшие операционные сложности были связаны с блокирующими санкциями. Их воздействие вышло за рамки прямых ограничений, породив так называемый эффект сдерживания среди международных контрагентов, что ярко иллюстрирует сорванная сделка по активам „Лукойла”. При этом вероятность ужесточения санкционного режима остаётся высокой.
Зона риска расширяется и теперь включает не только зарубежные активы, но и альтернативные логистические схемы, включая флот, используемый для экспорта. Отрасль функционирует в условиях перманентного санкционного давления, которое приобретает всё более изощренные формы, требуя постоянной операционной и юридической гибкости», ― рассказал генеральный директор ООО «1ОЙЛ Менеджмент».
Хвича Харчилава также высоко оценивает вероятность введения новых санкций. По его словам, в зоне риска находятся:
- оставшиеся финансовые каналы (биржи, банки третьих стран);
- морские и страховые услуги для российского теневого флота;
- сбыт нефтепродуктов и СПГ, особенно через третьи страны;
- поставки специфических технологий из стран, всё ещё сотрудничающих с Россией (Китая, Турции, ОАЭ и др.).
Отдельно эксперты отмечают давление со стороны США на Китай и Индию с целью вынудить их отказаться от закупок российских энергоресурсов.
«Мы видели, что некоторые индийские компании были вынуждены пересматривать условия закупок российской нефти, искать обходные пути. Эта тема обсуждалась и в ходе визита Президента РФ Владимир Путина в Индию. Будем надеяться, что в 2026 году мы не увидим обвала наших поставок на эти рынки», ― отметил Валерий Андрианов.
Павел Марышев видит большие риски для газового экспорта в связи с курсом европейских властей на отказ от топлива из РФ.
«Даже самые надёжные потребители: Сербия, Венгрия, Словакия и Молдавия — постепенно замещают российские энергоресурсы. Экспорт СПГ в ЕС, который феноменально рос в 2023 году, также демонстрирует негативную тенденцию на фоне санкционного давления. С этой точки зрения запрет европейским портам выступать перевалочными пунктами для российских СПГ-танкеров ― одно из главных событий 2025 года», ― сказал г-н Марышев.
Инвестиции в нефтегаз: ставка на переработку и инфраструктуру?
Однако, несмотря на санкционное давление, относительно невысокие цены на энергоресурсы и рост доли ТРиЗ, в ТЭК не отказались от реализации масштабных проектов.
«Готовность компаний вкладываться в нефтегазовую отрасль зависит от ряда факторов. Прежде всего это макроэкономические условия, санкционное давление и долговая нагрузка. Снижение мировых цен на нефть (15% за год) и укрепление национальной валюты сокращают рублевые доходы компаний, что ограничивает их возможности для инвестиций. Однако некоторые компании, например „Газпром”, увеличивают финансирование своих программ.
Да, такие проекты, как „Арктик СПГ ― 2”, сталкиваются с ограничениями, что усложняет доступ к технологиям, оборудованию и денежным ресурсам. Однако компании ищут альтернативные решения, например сотрудничество с азиатскими партнёрами или использование отечественных технологий.
Также следует отметить смену стратегических приоритетов. Фокус сместился на проекты с высокой добавленной стоимостью, такие как газохимия и глубокая переработка сырья. Например, в Усть-Луге реализуется газохимический комплекс с участием „Газпрома” и „РусГазДобычи”, который будет производить СПГ, полиэтилен и другие продукты химии», ― рассказала Мария Белова.
Компании готовы вкладываться, но выборочно, с акцентом на импортозамещение, логистику и нефтегазохимию, отметил Хвича Харчилава. При этом инвестиции в рискованные геолого-разведочные работы и дорогие морские проекты заморожены или свернуты.
«Объём капитальных вложений останется на прежнем умеренном уровне или будет снижаться в реальном выражении. Деньги будут перераспределены: меньше — на наращивание добычи сырья, больше — на переработку, логистику и замену оборудования. Это запуск новых линий по производству СПГ, новых этиленовых и пропиленовых мощностей, а также расширение портовых мощностей на Дальнем Востоке и в Арктике, модернизация сети железных дорог для транспортировки нефтепродуктов. Решающий фактор — доступность финансовых ресурсов и размер ценового дисконта на нефть», ― прокомментировал ситуацию г-н Харчилава.
Павел Марышев считает, что в ближайшие годы сохранится фокус на СПГ. Сегодня сжиженный газ постепенно вытесняет с рынка крупные трубопроводные проекты за счёт гибкости логистических цепочек. Поэтому эксперт в качестве ключевого проекта выделяет «Мурманский СПГ», где стороны в 2025 году согласовали ключевые детали. Для трубопроводных поставок важным объектом выступает «Сила Сибири ― 2».
«Для нефтяных компаний продолжает расти роль глубокой переработки. Здесь стоит выделить „Танеко”, принадлежащий „Татнефти”: завод демонстрирует эталонные показатели в 99%. Для газопереработки важной вехой стал ввод новых производственных линий на Амурском НПЗ.
Удобное географическое расположение: наличие сырьевой базы и близость к основному покупателю — позволяет успешно развивать производство, увеличивать глубину переработки сырья и повышать добавочную стоимость экспортируемых продуктов», ― заключил г-н Марышев.
Если рассматривать сегмент upstream, то крупнейшим из новых проектов является «Восток Ойл». Его реализует ПАО «Роснефть» на севере Красноярского края.
«Компания продолжает опытно-промышленную разработку Пайяхского и Ичемминского месторождений: за 9 месяцев 2025 г. проходка в эксплуатационном бурении составила 101 тыс. м, закончено бурение 19 эксплуатационных скважин. Продолжается строительство магистрального нефтепровода „Ванкор ― Пайяха ― Бухта Север”, а также сооружение грузовых причалов в данном порту. Ни одна другая отечественная компания не реализует столь масштабных проектов», ― констатировал Валерий Андрианов.
При этом эксперт согласен с тем, что прогноз на 2026 год, если говорить об инвестициях в нефтегазовый комплекс, скорее, неблагоприятный. Ключевым фактором, по мнению доцента Финансового университета, здесь выступают котировки нефти на мировых рынках. Однако ввиду превышения предложения над спросом вряд ли стоит ждать роста цен на «чёрное золото».
«Также многое зависит от фискальной политики государства по отношению к отрасли. В 2025 году проявились признаки компромисса по данному вопросу, и, на мой взгляд, финансовые власти в целом согласились с мнением нефтяников о том, что источники пополнения бюджета надо искать не в НГК, который и так обложен высокими налогами, а в других сферах.
Напомню также, что сейчас не стоит вопрос наращивания добычи нефти в связи с действием квот ОПЕК+, а также газа из-за ограниченности возможности его экспорта.
Поэтому и инвестиции в новые проекты, за исключением „Восток Ойл”, могут стагнировать. Но я бы выделил в качестве важного направления будущих вложений нефтепереработку и нефтехимию, хотя тут есть ряд трудностей. Речь идёт о нехватке собственных технологий для строительства новых и модернизации действующих НПЗ», ― резюмировал Валерий Андрианов.
На пути к технологическому суверенитету
Более оптимистично настроен Ирек Хуснутдинов. По его мнению, инвестиционная активность компаний сохраняется на «исключительно высоком уровне», что свидетельствует об уверенности в завтрашнем дне.
«Среди наиболее значимых инициатив года можно выделить проекты, направленные на укрепление технологической самостоятельности и развитие инфраструктуры. Так, в сфере технологий „Газпром” запустил производство турбинных лопаток в Тульской области. Это стало ключевым элементом в построении замкнутой производственной цепочки, снижающей зависимость от иностранного сервиса.
Также отмечу старт программы газификации в 25 регионах, что не только способствует социальному развитию, но и стимулирует внутренний спрос, создавая основу для роста смежных отраслей. Ожидаю, что в 2026 году объём инвестиций сохранит тенденцию к умеренному росту, при этом фокус сместится на проекты, обеспечивающие технологическую независимость и операционную эффективность», ― рассказал г-н Хуснутдинов.
Итак, импортозамещение ― одно из ключевых направлений для инвестиций со стороны нефтегазовых компаний. Каких же успехов здесь удалось добиться?
По словам Павла Марышева, остаются сложности в сфере ГРР, а также есть пространство для роста в части строительства и обслуживания скважин. Однако в среднем индустрия справилась с замещением западного оборудования, по большинству направлений удалось подобрать китайские аналоги или собственные разработки.
«Здесь можно сослаться на заявление Минпромторга, согласно которому уровень технологической независимости вырастет с 70% в 2024 году до 80% в 2025. Полагаю, что 10% за год ― очень высокий показатель», ―добавил Валерий Андрианов.
Хвича Харчилава более сдержан в оценках.
«Удалось быстро заместить запчасти, трубную продукцию, насосно-компрессорное оборудование среднего класса. Создали отечественные аналоги ряда катализаторов, внедрили российские системы АСУ ТП. В то же время существующие темпы отстают от потребностей сложных проектов (шельф, арктические ресурсы, глубокие горизонты). Сегодня отрасль решает задачи „латания дыр”, а не опережающего развития», ― констатировал г-н Харчилава.
Важность этих задач понимают не только в компаниях, но и на уровне государства. С этой точки зрения бюджет стоит рассматривать как ещё один источник инвестиций.
«Сейчас в стране действует „эшелонированная” система стимулирования импортозамещения, включающая поддержку на всех стадиях ― от НИОКР до реализации готовой продукции. Так, на этапе научно-исследовательских работ предусмотрено невозвратное финансирование (гранты), за счёт которых может покрываться до 70–80 % всех затрат. При масштабировании и создании производства действуют льготные программы кредитования, в частности по линии Фонда развития промышленности.
Что касается реализации продукции, то здесь имеются такие инструменты, как ускоренная амортизация и гарантированный аванс при отгрузке оборудования в адрес госкомпаний. Наконец, стимулируется и экспорт нефтегазового оборудования через льготные кредиты, компенсацию части затрат на логистику, сертификацию, участие в конференциях и выставках за рубежом.
В то же время остаётся вопрос эффективности расходования государственных средств и, главное, контроля за чиновниками, которые отвечают за импортозамещение в ТЭК», ― отметил Валерий Андрианов.
Ещё одно направление, куда нефтегазовые компании готовы вкладываться, несмотря на все сложности, ― это цифровые технологии. По результатам исследования «Пульс цифровизации», проведённого ИТ-холдингом «Т1», объём инвестиций в IT со стороны предприятий отрасли вырос в 2,5 раза, что существенно выше среднерыночных темпов.
«Ключевым драйвером роста инвестиций стало импортозамещение критически важных систем и повышение уровня кибербезопасности. За год нефтегазовые компании существенно продвинулись в адаптации отечественных решений: в документообороте их уже используют 79% организаций, в сфере информационной безопасности — 73%, в управлении персоналом и складской логистикой — около половины рынка.
Фактически за последние два года отрасль прошла путь от точечного внедрения российских продуктов к формированию комплексных экосистем управления производственными процессами. С учётом текущих темпов эксперты ожидают, что к 2027 году уровень импортозамещения в критически важных ИТ-системах нефтегаза может превысить 85%», ― привёл цифры технический директор «Т1 Интеграция» (входит в ИТ-холдинг АО «Т1») Александр Изосимов.
Помимо импортонезависимого ПО, на рынке появились и ПАКи, ориентированные на промышленность и нефтегазовый сектор. В качестве примера г-н Изосимов привёл ПАК АСУ ТП «СИЛАРОН». В то же время результаты исследования демонстрируют, что в сегментах PLM/PDM и SCM доля западных решений всё ещё превышает 50%.
«Это объясняется высокой технологической сложностью таких систем, необходимостью глубокой кастомизации и плотной интеграции с производственными линиями. Российские аналоги активно развиваются, но находятся в стадии доработки», ― пояснил Александр Изосимов.
Подведём итоги. Хвича Харчилава назвал 2025 «годом консолидации и адаптации».
«Отрасль выжила и приспособилась к жёстким условиям, но ценой замедления технологического развития и смещения фокуса на текущую рентабельность. 2026 год, скорее всего, станет продолжением этих трендов с усилением внимания к глубокой переработке и дальнейшему замещению критических технологий», ― отметил заместитель декана Финансового университета.
Также эксперт подчеркнул, что российский нефтегазовый сектор стал более регионально ориентированным (в сторону Азии), технологически более независимым и диверсифицированным в продуктовой линейке. Это повышает его устойчивость, но глобальную конкурентоспособность снижает выросшая из-за санкций себестоимость.
Ирек Хуснутдинов также выделил прогресс в области импортозамещения как один из ключевых трендов прошедшего года.
«Отечественный инжиниринг продемонстрировал переход от создания единичных компонентов к разработке комплексных технологических решений. Это свидетельствует о формировании нового, более автономного технологического уклада в отрасли.
Кроме этого, работа в формате ОПЕК+ подтвердила роль России как одного из ключевых игроков, способного влиять на глобальный баланс спроса и предложения. Поэтапный возврат квот обеспечил отрасли необходимую предсказуемость.
В совокупности эти события сформировали новую операционную реальность: отрасль, ориентированная на Восток, опирающаяся на углубленную кооперацию в рамках ОПЕК+ и последовательно наращивающая технологический суверенитет», ― резюмировал г-н Хуснутдинов.
А если заглянуть в будущее, то, по мнению Павла Марышева, «окном возможностей» для российского добывающего комплекса может стать внутренний рынок.
«Однако история эта сложная и долгоиграющая: необходимы высокотехнологичные решения для глубокой переработки углеводородов. Создание продуктов с высокой добавленной стоимостью — перспективное направление, но недофинансированность отрасли не позволит в 2026 году выйти на иной качественный уровень. В среднем динамика добычи сохранится. Снижение на 3–5% — это оптимистичный сценарий», ― заключил эксперт.
Слово экспертам
Мария Белова, директор по исследованиям ООО «Имплемента»
«В качестве основного проекта отрасли я бы выделила газификацию. В 2025 году завершилась пятилетняя программа, которую реализовывал „Газпром” в 72 субъектах РФ. В эту работу вовлечена не только госкорпорация, сейчас компании ищут наиболее экономически целесообразные решения проблемы газоснабжения: помимо поставок метана по трубе, предлагаются комплексные энергетические решения (труба + СПГ + СУГ + сервис), меняющие бизнес-модель газификации.
В будущем же, на мой взгляд, парадигма цели достижения 100% технически возможной газификации сменится на стопроцентное обеспечение доступной и надёжной энергией, где природный газ будет главным, но не единственным инструментом».
Сергей Ермилов, менеджер практики «Стратегия» «Рексофт Консалтинг» (ООО «Рексофт»)
«Санкции, введённые в адрес „Роснефти” и „Лукойла” в октябре 2025 г., привели к значительному сокращению экспорта. Восстановление показателей будет зависеть как от склонности американской администрации к введению вторичных санкций, так и от адаптации российских производителей к новым условиям: включения в логистические цепочки дополнительных посредников, усложнения маршрутов отгрузки и т. п.
Учитывая высокую экономическую привлекательность более дешёвой по сравнению с ближневосточными конкурентами российской нефти, можно ожидать, что в течение 2026 года поставки в Индию, скорее всего, вернутся в диапазон 1,6–1,8 миллионов баррелей в сутки (уровень первых девяти месяцев 2025 г.)».
Хвича Харчилава, заместитель декана факультета экономики и бизнеса Финансового университета при Правительстве РФ
«В 2026 году ожидается стабилизация или умеренное снижение добычи нефти на уровне текущих квот OPEC+. Добыча газа может показать небольшой рост за счёт запуска новых мощностей СПГ и восстановления рынка в Европе (спотовых поставок). Возможность нарастить объёмы есть, но не оперативно и не везде. Быструю прибавку удастся получить только на традиционных зрелых месторождениях за счёт бурения скважин, но это ускорит их истощение. Для масштабного роста нужны новые крупные проекты, сроки реализации которых — годы».
Валерий Андрианов, доцент Финансового университета при Правительстве РФ
«На мой взгляд, год был не слишком богат на важные события в ТЭК. Я бы особо выделил изменение энергетического курса США после возращения Дональда Трампа в президентское кресло. Его критика климатической повестки и возобновляемых источников, а также курс на развитие национальной нефтегазовой промышленности ― важный сигнал всему миру, начало глобальной переоценки будущего мирового энергобаланса.
В итоге мы видим, что МЭА уже отодвинуло „пик нефти” с ближайших лет как минимум до середины нынешнего века. Соответственно, ослабление давления на нефтегаз со стороны западного „зелёного лобби” уже приводит к росту инвестиций в отраслевые проекты со стороны ведущих игроков ― корпораций-мейджоров».
Павел Марышев, директор по развитию инжиниринговой компании ООО «Энергия Плюс»
«Объёмы добычи в 2025 году несколько снизились. Это обусловлено тремя факторами: повышением доли трудноизвлекаемых запасов, усилением санкционного давления со стороны коллективного Запада, агрессивной политикой Белого дома, которая вылилась в угрозу наложения санкций второго порядка на покупателей российских углеводородов. Прогнозировать рост можно только в случае смягчения внешнеполитической обстановки.
Основными потребителями российских энергоресурсов остаются Китай, Турция и Индия. При этом провокации США, „бряцанье санкционным оружием” могут негативно сказаться на динамике экспорта, что приведёт к дальнейшему снижению добычи.
Также необходимо учитывать динамику принимаемых в ОПЕК решений: осязаемых причин для изменения политики в части квот нет, однако развитие ситуации на Ближнем Востоке может найти отражение в изменении политики. В целом рынок в профиците, поэтому допускаю снижение квот на добычу для повышения котировок».
Ирек Хуснутдинов, генеральный директор ООО «1ОЙЛ Менеджмент»
«Рассуждая о промежуточных итогах импортозамещения, можно отметить тактический успех, который ещё предстоит конвертировать в стратегическое преимущество. Значительная часть потребностей в средне- и низкотехнологичном оборудовании теперь закрыта отечественными решениями.
Дальнейшее развитие заключается в переходе к более комплексным задачам: созданию технологий повышения нефтеотдачи, систем цифрового моделирования и решений для новых энергетических направлений, таких как водород.
Однако сохраняются и структурные ограничения. Ключевым вызовом остаётся преодоление „плато” в высокотехнологичных сегментах, где требуется не адаптация, а фундаментальная разработка.
Остро ощущается кадровый дефицит — не просто инженеров, а создателей и стратегов. Таким образом, этап базового импортозамещения в значительной степени пройден. Стратегической задачей на следующее десятилетие становится создание прорывных конкурентоспособных на глобальном уровне технологических решений».
Алексей Изосимов, технический директор ООО «ТС Интеграция» («T1 Интеграция» входит в ИТ-холдинг АО «Т1»)
«Если говорить об импортозамещении цифровых решений, то крупные нефтегазовые компании уже формируют собственные ИТ-компетенции, инвестируют в разработку отраслевых платформ, а государственные меры поддержки стимулируют рост числа отечественных вендоров. Главным драйвером роста станет усиление требований к технологической независимости объектов КИИ.
Дополнительный импульс дадут развитие отечественной электроники и контрактного производства, а также запрос предприятий на снижение технологических рисков. Главный сдерживающий фактор — традиционно высокая консервативность отрасли. Любые нововведения проходят особенно строгую проверку, поскольку цена ошибки чрезвычайно высока и напрямую связана с промышленной безопасностью, непрерывностью добычи и переработки.
Это делает компании крайне осторожными, увеличивает сроки пилотирования и требует максимальной надёжности и предсказуемости технологий. Кроме того, сложность интеграции новых решений с существующими производственными линиями и инфраструктурой также затрудняет их оперативное внедрение».
Текст: Андрей Халбашкеев.
Фото редакции PromoGroup Media.
