Правительство Ханты-Мансийского автономного округа впервые публично обнародовало инерционный прогноз развития нефтяной отрасли. Если не менять технологический подход и не вводить в оборот новые запасы, добыча в регионе к 2050 году сократится на 65–70 млн тонн относительно текущего уровня и составит 145 млн тонн. Как сообщил директор департамента недропользования Югры Сергей Филатов на круглом столе в окружной Думе, уже к 2030 году последствия такого сценария будут измеряться конкретными цифрами: снижение инвестиций — более чем на 300 млрд рублей, падение налоговых поступлений в консолидированный бюджет — на 3,7 млрд рублей, сокращение рабочих мест — до 20 тыс. человек.
Свой доклад Филатов начал с позитивных итогов 2025 года. Югра сохраняет 40% общероссийской добычи (4,5% мировой), снижение составило всего 0,9% — и оно, по его словам, связано исключительно с обязательствами России по ОПЕК+. Объём эксплуатационного бурения держится на уровне 17–19 млн погонных метров ежегодно. Однако за этой формальной стабильностью, подчеркнул он, скрываются тревожные структурные изменения, которые сделали текущую модель развития отрасли практически исчерпанной даже для такой задачи, как сохранить текущую добычу.
Целевой ориентир, который регион закрепил в утверждённой в 2025 году Концепции развития ресурсной базы углеводородов до 2050 года, — сохранение доли Югры в общероссийской добыче на уровне 40%, что соответствует 216 млн тонн в год. «Почему 216? Потому что в Энергостратегии РФ этот уровень добычи по стране заложен на уровне 540 млн тонн в год, — пояснил Филатов. — Многие спрашивают: “А почему 216? Давайте 220 или 240”. Планы могут быть радужными, но даже вот эти 216 млн — это очень амбициозный план, потому что он долгосрочный. Сохранение добычи на ближайшие 25 лет на этой планке потребует действительно серьёзных усилий».
- Почему текущая модель оказалась исчерпанной
Чтобы понять масштаб происходящего, Филатов предложил посмотреть на динамику за последние 41 год. Максимум добычи в Югре был достигнут в 1985 году — 360 млн тонн. Это была эпоха новых открытий и гигантских месторождений. Сегодняшняя добыча ниже на 44%. Второй пик пришёлся на 2008 год — 278 млн тонн. Этот результат был обеспечен заделом, созданным до 2002 года, когда существовали отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы — рентные и целевые платежи. Сейчас, отметил Филатов, мы добываем на 27% меньше того пика. При этом, подчеркнул чиновник, если убрать внешние факторы (пандемию и ограничения ОПЕК+), отрасль способна добывать порядка 210–220 млн тонн в год достаточно долгое время. Потенциал выше текущих цифр, но реализовать его мешает не только геология, но и системные проблемы воспроизводства запасов.
- Ресурсная база: свободных запасов почти не осталось
Главная проблема, по словам Филатова, — состояние ресурсной базы. Начальные суммарные ресурсы Югры составляют 37,7 млрд тонн. Треть из них — более 13 млрд тонн — уже добыта. Оставшиеся две трети — это запасы и ресурсы. Запасы (уже разведанные, открытые месторождения) Филатов оценил в 11,4 млрд тонн, ресурсы (то, что ещё предстоит открыть) — в 13,1 млрд тонн.
Самое тревожное — нераспределённый фонд недр. На круговой диаграмме в презентации Филатова он выглядел как маленький зелёный треугольник. «Запасов, не переданных компаниям-недропользователям, у нас осталось в фонде всего 700 млн тонн, — сказал Филатов. — Остальные 10,7 млрд тонн отлицензированы». То есть свободных запасов практически не осталось — всё уже разобрано компаниями.
Если переходить к ресурсам (13,1 млрд тонн), то здесь картина чуть более оптимистичная, но тоже с ограничениями. Ресурсы также делятся на распределённый и нераспределённый фонд примерно поровну. И это, по словам Филатова, тот задел, который нужно наращивать. Но есть нюанс: регион не может самостоятельно финансировать геологоразведку на углеводородное сырьё. «Наши запасы в распределённом фонде приростают с помощью компаний, в нераспределённом — с помощью ГРР за счёт федеральных средств, — пояснил чиновник. — К сожалению, за счёт региона мы ГРР осуществлять не можем». Чтобы опоисковать нераспределённую половину ресурсов и перевести их в запасы, нужны федеральные деньги — и в объёмах, превышающих текущее финансирование.
- Геологоразведка: падение в три раза и вопрос «где бурить?»
Один из самых резких провалов — геологоразведка. В 2001 году поисково-разведочное бурение в Югре превышало 1 млн метров. В 2025 году — 300 тыс. метров. «Надо ли нам бурить миллион? С одной стороны, да, чтобы воспроизводить запасы. С другой стороны, встаёт вопрос — а где бурить этот миллион? Большая часть территории залицензирована, исключая западную и восточную части, где низкая геологическая изученность, — констатировал Филатов. — Но 300 тыс. метров — всё равно темпы мы считаем недостаточными, потому что такие скважины строятся не только по географии для расширения сети лицензионных участков, но ещё и по разрезам, то есть по вертикали, на нижележащие горизонты. Мы привыкли, что в советское время открывали месторождения, залегающие на определённой глубине. Сейчас компании работают как с пластами ниже, так и выше. Баженовская свита залегает выше традиционных продуктивных пластов, а в фундаменте — доюрский комплекс — это то, что ниже, и нефть там, по мнению специалистов, тоже есть».
Следствием низких объёмов геологоразведки становятся и слабые темпы ввода новых месторождений. В 2025 году введено в эксплуатацию три новых месторождения, открыто два месторождения и передано в пользование 10 участков недр. «Эти результаты недостаточны для того, чтобы обеспечивать пропорциональное воспроизводство и стабильную добычу, — заявил он. — Наша первоочередная цель наряду с федеральными органами — как можно больше передавать и лицензировать и вводить в эксплуатацию, стимулируя новые открытия».
- Операционные показатели: дебит падает, обводнённость растёт
Другие операционные показатели также указывают на системное ухудшение качества запасов. Средний дебит по всему действующему фонду скважин составляет сегодня 8,1 тонны в сутки, тогда как в советское время непромышленным считался дебит менее 5 тонн. Новые скважины дают 26,2 тонны, но их количество сокращается: в 2025 году построено 4 113 добывающих скважин — меньше, чем годом ранее, хотя общий метраж благодаря переходу на горизонтальное бурение остаётся стабильным. Обводнённость достигла 90%: при добыче 203 млн тонн нефти через пласты прокачивается 2 млрд тонн воды, что требует существенных затрат на электроэнергию и обслуживание. Филатов, впрочем, отметил, что из этой воды можно пытаться извлекать полезные металлы, и назвал пилотный проект «Газпром нефти» по добыче йода — пока это гипотеза, которую предстоит подтвердить науке.
- КИН и ТРИЗы: почему падает проектный коэффициент и чем это грозит
Коэффициент извлечения нефти — ещё один маркер исчерпания лёгких запасов. На старте освоения Западной Сибири проектный КИН составлял 51%: больше половины того, что есть в пласте, можно было добыть по проекту. Сегодня — 35%. «65% по проектам остаётся в недрах, а добыть мы можем теоретически только 35%. Раньше запасы были более лёгкие, сейчас — трудноизвлекаемые», — объяснил Филатов.
Однако существует и текущий КИН, который отражает накопленную добычу и со временем растёт. Филатов предупредил, что при сохранении текущих тенденций проектный и текущий КИН могут пересечься. «В случае их пересечения нефть будет добывать неоткуда, потому что проектный КИН будет равен текущему, то есть мы добудем ровно столько, сколько запроектировали», — указал он. Когда именно это произойдёт, чиновник не уточнил: по его словам, срок зависит от самих недропользователей и технологической политики.
Особую остроту этой проблеме придаёт рост доли трудноизвлекаемых запасов. По итогам 2025 года добыча из ТРИЗов, льготируемых по Налоговому кодексу, составила 27%. Если же добавить высокообводнённые и низкорентабельные месторождения, цифра приближается к 40%. По данным аналитических агентств и Минэнерго, к 2050 году доля ТРИЗов в добыче достигнет порядка 60%. «Когда мы говорим про возрастающую долю ТРИЗов, мы прежде всего говорим, что необходимо, создавая стимулирующие условия для добычи таких трудных запасов, ещё обеспечивать прирост самих запасов — не только за счёт геологоразведки, а за счёт перевода неизвлекаемых запасов в извлекаемые. Как раз эти 65%, которые сегодня остаются в недрах, и надо делать извлекаемыми», — подчеркнул Филатов.
- Как удавалось удерживать добычу и почему этот ресурс исчерпан
«Чем же в последние годы компании у нас стабилизировали, казалось бы, такую негативную ситуацию — падающую динамику по ресурсной базе и по добыче?» — задал риторический вопрос Филатов. И сам на него ответил, назвав два фактора.
Первый фактор — эксплуатационное бурение. За последние 20 лет его объём вырос в 2,5 раза. Филатов пояснил, что проектная сетка скважин на месторождениях обычно составляет 25–36 гектаров на одну скважину. Однако в советское время недропользователи часто разрежали эту сетку, чтобы выбирать самые рентабельные участки. Сейчас, по его словам, компании навёрстывают эту сетку — бурить есть где. Но, предупредил Филатов, наращивать бурение бесконечно не получится. Запасы и природные условия Западной Сибири не позволяют бурить так же часто, как в более южных странах, где скважины можно ставить через каждые несколько метров без кустового метода.
Второй фактор — методы увеличения нефтеотдачи. Их эффективность за 20 лет существенно снизилась — в среднем в два-три раза. Старые технологии работают всё хуже, потому что остаются самые сложные запасы. Но компании компенсируют это количеством операций: проводят больше гидроразрывов пласта, зарезок боковых стволов и других мероприятий. «Несмотря на снижающую их эффективность, за счёт количества операций у нас уровень добычи обеспечен», — сказал Филатов.
Обе стратегии стали возможны благодаря мерам поддержки — федеральным и региональным. Филатов перечислил их. На федеральном уровне — специальный налоговый режим НДД (налог на дополнительный доход, альтернатива обычному НДПИ, когда налог взимается не с каждой тонны добытой нефти, а с финансового результата). «Подход к этому “снаряду” делали мы все вместе лет 10 назад, когда планировали и пытались внедрить на федеральном уровне по инициативе ХМАО налог на финансовый результат, — напомнил он. — Это было услышано, немного трансформировано, появился НДД». Также действуют льготы по НДПИ для трудноизвлекаемых запасов: четыре категории (баженовская, абалакская, хадумская и доманиковская свиты) облагаются по нулевой ставке; для низкопроницаемых коллекторов предусмотрены понижающие коэффициенты 0,2 и 0,4; для Тюменской свиты — коэффициент 0,8.
На региональном уровне действуют нулевая ставка по налогу на имущество на первые пять лет с момента добычи первой тонны нефти, инвестиционный налоговый вычет по налогу на прибыль, а также дорожные карты, сокращающие административные процедуры при вводе новых месторождений.
- Успешный прецедент: Пальяновский полигон
В качестве примера того, чего можно добиться при сочетании господдержки, частных инвестиций и научной базы, Филатов привёл федеральный проект «Технологии освоения трудноизвлекаемых углеводородов». Проект был закрыт в 2025 году с полным достижением всех целевых показателей. «Это первый федеральный проект, который не входит в периметр национальных проектов, и он успешно завершён», — подчеркнул он. Речь шла о Пальяновском полигоне, где отрабатывались новые технологии работы с трудноизвлекаемыми запасами.
Главный результат — снижение удельной стоимости строительства скважин более чем в 3,5 раза: с 30 до 8,5 тыс. рублей в расчёте на тонну накопленной добычи нефти. «Суть любой новой технологии — сделать её инновацией, то есть рентабельной для внедрения, — объяснил Филатов. — Рентабельность для внедрения будет означать, что она будет тиражирована, апробирована на других геологических объектах». Инвестиции в проект составили более 35 млрд рублей, из которых 98% — частные, основной вклад внесла «Газпром нефть». Доля импортозамещения достигла 90%.
Проект не закрыт окончательно: на его основе планируется создать пять технологических полигонов, лицензии на которые уже получены в ХМАО компаниями «Газпром нефть» и «Роснефть». Там будут дальше отрабатывать и адаптировать методы, показавшие эффективность на Пальяновском участке. Однако, как подчеркнул Филатов, без расширения налоговых стимулов тиражирование этих технологий на всю отрасль останется точечным.
- Что предлагает Югра: налоги, новые кластеры и технологические полигоны
Ключевое предложение региона федеральному центру — расширение режима НДД. Речь идёт прежде всего о четвёртой группе НДД — так называемых «Гринфилдах», то есть новых месторождениях. «Если расширить НДД по четвёртой группе, выпадающих доходов консолидированного бюджета не возникает, поэтому Минфин — за скорейшее расширение», — заявил Филатов. Динамика уже впечатляет: с 36 участков в 2019 году число участков в режиме НДД выросло до 150 в 2025-м. Больше половины добычи (123 млн тонн) уже идёт в этом режиме. Добыча на участках четвёртой группы выросла с 200 тыс. тонн в 2019 году до 6,5 млн тонн в 2025-м. До 2030 года, по оценкам, увеличение добычи за счёт четвёртой группы составит 156 млн тонн.
Параллельно Югра работает над включением третьей группы НДД — «Браунфилдов», то есть уже разрабатываемых месторождений. Пока Минфин неохотно идёт на это из-за выпадающих доходов, но Филатов выразил надежду, что в течение двух лет эту тенденцию удастся переломить.
Для расширения ресурсной базы необходима не только налоговая, но и географическая экспансия. Совместно с Центром имени Шпильмана были выделены четыре перспективных поисковых кластера с суммарными извлекаемыми ресурсами более 2,5 млрд тонн. Крупнейший — Березовско-Белоярский — оценивается в 1,2 млрд тонн. В Белоярском районе добыча уже идёт, в Березовском на двух участках за счёт федеральных средств (их удалось пролоббировать через Роснедра) ведутся сейсморазведочные работы. Остальные кластеры — Кондинский, Восточно-Вартовский и Калтагорский. Пример Кондинской зоны показателен: проведённые 10 лет назад федеральные геологоразведочные работы резко ускорили лицензирование, и теперь там один за другим появляются участки. Это, подчеркнул Филатов, наглядная иллюстрация того, как федеральные инвестиции в ГРР могут запустить частную инициативу.
План реализации концепции, разработанный правительством региона и согласованный с Роснедрами, предполагает создание экспертного совета по инновационной деятельности при правительстве Югры с участием компаний и федеральных органов. «Это не должен быть формальный орган, как совет при Минэнерго, который в 2015 году заседал два раза и заглох. Нам нужен действующий механизм для апробации новых технологий и принятия решений», — подчеркнул Филатов. Также предусмотрена отраслевая программа по повышению нефтеотдачи пластов: достигнуты договорённости о нескольких пилотных участках на территории ХМАО, которым будут предоставлены налоговые преференции. Конкретный механизм (вычет затрат или понижающий коэффициент НДПИ) пока обсуждается.
Согласования с Минэнерго ожидаются в мае, с Минфином — позднее.
- Дискуссия: малый бизнес и лицензирование
В ходе круглого стола депутат Сергей Великий, возглавляющий Ассоциацию независимых нефтегазодобывающих организаций, заявил, что удержать добычу поможет активное вовлечение малого и среднего бизнеса. «Лёгкой нефти в Югре осталось лет на двадцать. Трудноизвлекаемых запасов — на сто лет. Наша задача — поменять 20 лет на 100. Но для этого нужны не только технологии, но и другая экономика», — сказал он.
Великий привёл статистику: доля малого и среднего бизнеса в российской нефтедобыче составляет 3–4%, тогда как в США — 40%, а в Татарстане — 13%. При этом из 84 компаний-недропользователей в Югре 49 — независимые, не входящие в вертикально интегрированные структуры. Десятки тысяч скважин уже выведены из эксплуатации как нерентабельные для крупных корпораций. «Крупные корпорации бросают мелкие и обводнённые участки. Для малых компаний это — ниша», — подчеркнул он.
Великий напомнил, что федеральный закон о поддержке малого нефтяного бизнеса был подготовлен в Югре ещё в 2009 году, прошёл нулевые чтения и антикоррупционную комиссию Госдумы, но затем его рассмотрение отложили. «Пакет законодательных инициатив готов, надо его лоббировать в Госдуме и Совете Федерации. Это непростая задача, но сегодня она — условие успеха», — резюмировал депутат. На прямой вопрос депутата Александра Мещангина, что необходимо подписать сегодня, чтобы малые компании пошли работать, Филатов ответил кратко: «Федеральный закон».
Председатель общественного совета при департаменте недропользования, профессор ЮГУ Станислав Кузьменков раскритиковал окружное законодательство. По его словам, 53% земель Югры распределено, но компании не хотят брать новые участки, считая их нерентабельными. Одной из ключевых проблем он назвал то, что на 60% лицензий до сих пор не сняты ограничения по глубине — недропользователи формально не имеют права разрабатывать пласты выше или ниже прописанного интервала, даже если уверены в наличии там нефти. При этом компании не стремятся снимать эти ограничения, так как процедура требует дополнительных затрат и бюрократических согласований, а прямых стимулов не предусмотрено. «Законодательная база Югры сегодня не работает в пользу лицензирования фонда недр», — констатировал Кузьменков, обращаясь к депутатам окружной Думы.
- Главный итог
Круглый стол в Думе ХМАО примечателен не столько цифрами инерционного сценария (хотя и они значимы), сколько тем, что власти Югры впервые открыто их назвали. Отрасль больше не скрывает: текущая модель работает на пределе. Дальнейшее развитие упирается не в недра — их, при правильном технологическом и экономическом подходе, хватит ещё на десятилетия, — а в институты: налоги, лицензии, федеральные законы и готовность федерального центра финансировать геологоразведку. Без их изменения даже самые передовые технологии, апробированные на Пальяновском полигоне, останутся локальными успехами, а не системным решением. Вопрос теперь адресован не геологам и не нефтяникам. Вопрос к законодателям и чиновникам федерального уровня, от которых ждут оперативных решений.
