Вызовы, стоящие перед российским нефтяным сектором до 2035 года

  Добыча нефти в России стабильно росла после постсоветского спада с 1996 по 2016 год, когда страна объединилась с другими ведущими нефтедобывающими странами и создала соглашение, известное сегодня как ОПЕК+ . Уровни добычи после создания ОПЕК+ не следовали простой линейной траектории из-за пандемии COVID-19 и других трудностей, с которыми столкнулась мировая экономика.^¹ Россия достаточно точно соблюдала свою квоту , за исключением 2022 года, когда у нее возникли проблемы с поставками на рынок, а также с перераспределением экспортных потоков из Европы в Азию в результате европейского эмбарго, введенного в связи с полномасштабным вторжением в Украину.

Примечательно, что добыча нефти в России снижается с конца 2025 года, а разрыв между квотой и фактическим объемом добычи увеличился. Это происходит на фоне крайне низких официальных цен на российскую нефть, которые приближались к минимумам прошлых кризисных лет: 2009 года (41,27 долл./барр. в январе), 2016 года (40,20 долл./барр. в среднем за год) и 2020 года (40,17 долл./барр. в среднем за год).

Связано ли снижение добычи с тем, что значительная часть российских месторождений стала нерентабельной при цене 40 долларов за баррель? Иными словами, достигнут ли порог безубыточности в российской нефтедобыче в условиях, вызванных войной на Украине, и если да, то где именно находится этот порог? И каковы долгосрочные перспективы российской нефтедобычи в этих условиях?

Сразу стоит отметить, что снижение добычи в период с декабря 2025 года по январь 2026 года почти наверняка было вызвано исключительными обстоятельствами, а не глубоким системным кризисом. Вероятнее всего, падение добычи было вызвано остановкой группы морских месторождений «Лукойла» в Каспийском море после ударов украинских беспилотников по трем добывающим платформам. В совокупности эти три платформы добывали более 200 000 баррелей в сутки: эта цифра в целом соответствует наблюдаемому дефициту добычи.

Тем не менее, вопросы, которые вызвал этот спад, заслуживают изучения.

   Краткосрочной перспективе резкий рост цен на нефть, вызванный войной с Ираном, часть которого может сохраниться и после окончания боевых действий, принесет неожиданную прибыль как российским нефтяным компаниям, так и государству. Часть этой прибыли может быть направлена ​​на увеличение расходов на бурение и, как следствие, на резкий рост добычи. Однако это не изменит долгосрочные перспективы и фундаментальные показатели российской нефтяной промышленности.
 Главный вывод заключается в том, что добыча нефти в России вскоре начнет снижаться — медленно, но неуклонно — и что это снижение будет относительно нечувствительно к ценам на нефть, которые, вероятно, будут падать по мере перехода мира к низкоуглеродной энергетической системе. Российская добыча удивительно устойчива к значительному снижению цен; страна обладает геологическими ресурсами, технологиями, оборудованием и опытом для поддержания или даже увеличения добычи. Но снижение обусловлено государственной политикой, инвестиционным климатом и ограничениями ОПЕК+.
 

Для понимания экономики российской нефтедобычи и ее долгосрочных перспектив необходимо понимать, как облагается налогом эта отрасль. Налоги, столь же неизбежные, как смерть, являются одними из важнейших факторов в экономике любого проекта разведки и добычи. Отправной точкой должен быть вопрос: сколько долларов с барреля фактически остаются у нефтяных компаний в условиях сегодняшнего военного времени после того, как государство заберет свою долю?

Доходы России от нефти имеют двух основных заинтересованных сторон: государство, собирающее налоги, и нефтяные компании. Доля доходов от нефтегазового сектора в общем объеме бюджетных поступлений значительно сократилась за последние годы, но нефтяные деньги по-прежнему играют важную роль в российских государственных финансах: в 2011–2014 годах они составляли 50 процентов бюджетных поступлений ; около 40 процентов в 2019 году; 30 процентов в 2023–2024 годах; и, по оценкам, 23 процента в 2025 году .
 

Основная цель российской системы налогообложения в нефтедобывающей отрасли заключалась — и в значительной степени остается — в получении максимально возможной ренты от нефтяного сектора (то есть, прибыли, превышающей нормальную доходность инвестиций, возникающую при росте цен на нефть). Министерство финансов России исторически не доверяло нефтяным компаниям и стремилось создать систему, устойчивую к злоупотреблениям и манипуляциям. Согласно подходу министерства, налоговая база рассчитывается на основе независимо наблюдаемых рыночных и технических параметров, а не на основе фактической прибыли и убытков компаний. В рамках этой философии министерство было готово к некоторым потерям эффективности — определенным месторождениям и ресурсам, которые могут остаться неразработанными из-за высокой налоговой ставки, — но крайне негативно относилось к тому, чтобы отрасль получала слишком большую прибыль, и предпочитало склоняться к первому варианту при любом компромиссе в проектировании фискальной системы.

В начале 2010-х годов российская система налогообложения в нефтедобывающей отрасли была довольно простой, по крайней мере, для основной доли добычи. При цене выше 25 долларов за баррель компании платили 2,2 доллара за баррель базовой ставки и 22% с каждого доллара роста цены выше 25 долларов в качестве налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), а также 4 доллара за баррель базовой ставки и 60% с каждого доллара роста цен в качестве экспортной пошлины. Для экспорта нефтепродуктов пошлина составляла 66% от ставки пошлины на сырую нефть. Эта налоговая структура преследовала две цели: она удерживала внутренние цены на топливо значительно ниже международных (экспортная пошлина действует как клин между международными и внутренними ценами, фактически направляя значительную часть ренты от использования ресурсов российским потребителям в виде натуральной выгоды через субсидирование автомобильного топлива), и она подталкивала компании к экспорту нефтепродуктов, а не сырой нефти. Таким образом, предельная ставка налога на добычу сырой нефти составляла 82%; для баррелей, экспортируемых в качестве нефтепродуктов, она составляла 62%.

 Этот подход работал так, как и предполагалось, до тех пор, пока основная часть добычи приходилась на относительно молодые месторождения, разработанные в советское время и унаследованные нефтяными компаниями в результате приватизации после 1991 года. В таких условиях практически весь денежный поток от добычи действительно можно было рассматривать как ренту, доступную для захвата государством.
 К концу 2010-х годов правительство, убедившись в неэффективности старого подхода, начало вводить и расширять налог на сверхприбыль (НДП, или дополнительный подоходный налог), который фактически является дополнительным налогом на прибыль от добычи нефти. Он довольно сложен, с различными формулами, применяемыми к различным типам месторождений на разных этапах жизненного цикла. Во многих отношениях новый режим сохранил некоторую вычурную сложность своего предшественника. Более того, месторождения, работающие в рамках режима НДП, по-прежнему платят НДП, хотя и по половинной ставке от стандартной. Правительство также ввело « механизм регулирования », предназначенный для стабилизации внутренних цен на моторное топливо, который технически реализуется в виде ежемесячной скидки или надбавки к НДП.
  Установление общей фискальной формулы позволяет ответить на поставленный в начале вопрос: сколько долларов с барреля фактически остаются у нефтяных компаний после уплаты налогов? При цене на нефть марки Urals в 39,20 долл./барр., зафиксированной в декабре 2025 года — самой низкой за последние годы — нефтяные компании получают примерно 24 долл./барр. Если подразделение по добыче не будет использовать субсидии нефтеперерабатывающего завода, оно получит 22,65 долл./барр. Как обстоят дела с российским бюджетом при уровне чистой выручки всего в 15 долл./барр. — по сравнению с примерно 25 долл./барр., заложенными в бюджете на 2026 год, — это отдельная тема для обсуждения. Здесь рассматривается вопрос о том, жизнеспособна ли российская добыча нефти при таком уровне чистой выручки.
 

Существует три важнейших вопроса, касающихся стоимости российской нефти:

• При какой цене и как быстро начнется сокращение добычи на существующих скважинах?
• При каких ценах уровень инвестиций в будущее производство начинает снижаться — и насколько?
• Какова фактическая выручка от экспорта российской нефти до уплаты налогов в расчете на баррель при различных уровнях цен?

Разумным предположением о затратах на основную часть добычи на российских месторождениях является 9 долларов за баррель для покрытия всех эксплуатационных расходов на месторождении, 4 доллара за баррель на транспортировку до экспортных пунктов и 3 доллара за баррель на разведочное бурение.

Таким образом, ответ на первый вопрос прост. Даже при фактической цене 20–25 долларов за баррель, с учетом стандартной налоговой ставки, компании сохранят 15,90–17,70 долларов за баррель после вычета налогов на добычу и необлагаемого минимумом налога: этого достаточно, чтобы покрыть как текущие затраты на подъем и транспортировку, так и, по крайней мере, часть разведочного бурения на существующих месторождениях. Поэтому прекращение добычи маловероятно; она просто будет снижаться естественным образом по мере истощения запасов зрелых скважин.

При нынешних налоговых параметрах доходы штата от нефти при таких ценах составят 4–7 долларов за баррель ^{— что} практически ничтожно по сравнению с примерно 25 долларами за баррель, заложенными в бюджете на 2026 год. С одной стороны, правительство способно — как оно демонстрировало во время предыдущих экономических спадов — вводить чрезвычайные налоги, от которых впоследствии медленно и неохотно отказывается. С другой стороны, нефтяные компании будут активно лоббировать снижение налогов, чтобы сохранить уровень инвестиций, предотвратить банкротства компаний, предоставляющих услуги для нефтедобывающей отрасли, и избежать увольнений и социально-экономических потрясений в регионах добычи. Существуют также прецеденты, когда правительство реагировало на подобные просьбы, хотя и в совершенно иных экономических условиях: когда проблемой была не нехватка рабочей силы, а безработица.

Это приводит нас ко второму вопросу: при какой цене на нефть может существенно замедлиться или прекратиться бурение разведочных скважин в традиционных нефтегазоносных регионах России? Для зрелых месторождений Западной Сибири, при текущих налоговых условиях, этот порог составляет приблизительно 27–30 долларов за баррель на условиях FOB (франко-борт) в российских портах, что обеспечивает компаниям 18–19 долларов за баррель после уплаты налогов.
 

Курс рубля является критически важным фактором при любой оценке экономики российской нефтедобычи. Практически все затраты на разработку и эксплуатацию российских нефтяных месторождений выражены в рублях; зависимость отрасли от импортных ресурсов ограничена. Все приведенные выше расчеты затрат отражают уровни цен и курс доллара до 2024 года. Как уже упоминалось, в 2025 году рубль укрепился примерно на 25 процентов по отношению к доллару. Нефтяным компаниям удалось сдержать инфляцию цен поставщиков. В 2025 году индекс цен производителей на услуги по добыче нефти и газа вырос примерно на 5 процентов , а суммарно за 2022–2025 годы — на 35 процентов, по сравнению с 5,6 и 39,4 процентами для российской экономики в целом.

Иными словами, нефтяному сектору удалось удержать рост рублевой базы затрат несколько ниже общеэкономических темпов. Тем не менее, инфляция в рублях превышает инфляцию в долларах, и, следовательно, производственные издержки в долларах существенно растут. Сочетание макроэкономических факторов, сформировавших российскую экономику, означает, что при той же номинальной цене на нефть, что и десять или шестнадцать лет назад, как нефтяная промышленность, так и государство оказываются в значительно более сложном положении. ⁵

Проблема становится еще более очевидной на фоне динамики цен на нефть. До падения цен на нефть в 2014 году нефть марки Urals торговалась примерно по 3000 рублей за баррель в постоянных ценах 2010 года. В январе 2025 года эта цифра составила 6793 рубля в номинальном выражении (2570 в ценах 2010 года). В декабре 2025 года она составила 3023 в номинальном выражении и 1214 в ценах 2010 года. Другими словами, покупательная способность доходов российского нефтяного сектора (государственных и корпоративных в совокупности) на начало 2026 года составляла всего 40 процентов от того, что было пятнадцать лет назад.

Поскольку и нефтяная промышленность, и государственный бюджет одновременно страдают, когда рубль силен, а нефть дешева, нефтяные компании понимают, что в этой ситуации они не могут рассчитывать на налоговые льготы — скорее наоборот, им придется бороться с попытками увеличить налоговое бремя.
  В России себестоимость операций остается сравнительно низкой. Полная статистика не является общедоступной, но данные о доходах в разбивке по сегментам услуг — бурение и гидроразрыв пласта — позволяют оценить средние удельные затраты. В России средняя стоимость бурения нефтегазовой скважины в 2024 году составила 125 миллионов рублей, или приблизительно 1,25 миллиона долларов. В США стоимость бурения скважин варьируется от 3 до 10 миллионов долларов в зависимости от бассейна, при этом стоимость бурения крупных перспективных участков составляет около 8–10 миллионов долларов. В центральном суббассейне Пермского бассейна скважина, пробуренная до глубины 1950 метров с горизонтальным стволом менее 900 метров и начальной производительностью около 24 тонн в сутки — параметры, в целом сопоставимые со средней российской скважиной в 2023 году — стоила 3,3 миллиона долларов. Аналогичная российская скважина стоила 98 миллионов рублей, или приблизительно 1,06 миллиона долларов.

 Несмотря на низкие общие технические издержки, описанные в предыдущем разделе, российские компании с февраля 2022 года столкнулись с резким ростом стоимости капитала.
 Хотя российские нефтяные компании остаются одними из самых кредитоспособных внутренних заемщиков, они не могут конкурировать за капитал с государством, которое резко увеличило внутренние заимствования для финансирования дефицита бюджета. Усилия центрального банка по сдерживанию инфляции в условиях резкого роста государственных расходов привели к тому, что реальная стоимость капитала приблизилась к 20 процентам, вынуждая компании финансировать практически все инвестиции за счет операционного денежного потока. Когда этот денежный поток сокращается — будь то из-за снижения цен на нефть или укрепления рубля — компаниям приходится сокращать бюджеты на бурение, что приводит к снижению объемов добычи в течение нескольких месяцев, даже если неразбуренные скважины сами по себе были бы прибыльными. 

 Помимо налогового режима и производственных затрат, будущее нефтяной промышленности любой страны критически зависит от состояния ее портфеля проектов: сколько проектов находятся на стадии зрелости и добычи, сколько — в активной разработке, сколько — готовы к принятию окончательного инвестиционного решения и сколько открытий находится в стадии разведки. В этом отношении российский портфель проектов в сфере разведки и добычи выглядит не особенно сильным.

Возможности пополнения запасов ограничены: ввод в эксплуатацию открытых, но не разработанных месторождений в традиционных регионах, освоение новых классов запасов в традиционных регионах или освоение новых перспективных районов.

Первая категория — советское наследие — является основой российской нефтяной промышленности. Производственная база была радикально модернизирована со времен Советского Союза, но подлежащие ей месторождения в подавляющем большинстве являются результатом открытий, сделанных до 1991 года, дополненных разведкой вблизи месторождений в соответствии с советской геологической практикой в ​​проверенных продуктивных регионах.

В течение последних двух десятилетий российские нефтяные компании демонстрировали положительную динамику замещения запасов, ежегодно контролируя запасы больше, чем добывали. Это достигалось главным образом за счет дальнейшей оценки известных месторождений, переклассификации запасов в более надежные категории и перевода нерентабельных ресурсов в коммерческие по мере того, как усовершенствованные технологии добычи делали ранее малорентабельные пласты экономически целесообразными. Это стандартная практика в мировой нефтяной отрасли; российские компании ничем не отличаются от своих западных коллег в том, что они в значительной степени полагаются на эти источники замещения запасов.

Вторая категория — месторождения, обеспечившие рост в 2000-х и 2010-х годах, — включает активы, выявленные в предыдущие десятилетия, но оставшиеся неразработанными как менее привлекательные, чем уже разрабатываемые. Сюда также входят так называемые «труднодобывающие» (ТРИЗ) формации, классифицированные советскими геологами. Этот термин до сих пор используется, но в значительной степени утратил свое значение: на эту категорию сейчас приходится большая часть российской добычи, поскольку нефть, которую было трудно добыть традиционными вертикальными или наклонными скважинами, была переведена в стадию плановой разработки благодаря широкому внедрению горизонтального бурения и гидроразрыва пласта.

В традиционных регионах добычи существует практически нетронутый класс ресурсов, исчисляющийся десятками миллиардов баррелей — российский эквивалент американской сланцевой нефти: формации Ачимов и Баженов в Западной Сибири, а также Доманик в Волго-Урале. Затраты на добычу этих ресурсов в целом сопоставимы с американской сланцевой нефтью и составляют от 40 до 60 долларов за баррель , что в несколько раз выше, чем у традиционных российских ресурсов.

Наконец, существуют подлинно неизведанные районы. В России есть зоны, где разведка углеводородов практически не велась, несмотря на геологические особенности региона, делающие открытия вероятными. Причины просты: удаленность, потенциально высокая стоимость разработки в случае обнаружения месторождений и достаточность существующей ресурсной базы. Долгое время круглогодичная транспортировка нефти по Северному морскому пути считалась физически невозможной, а затем и непомерно дорогой. Более того, подключение этих отдаленных зон к трубопроводной системе также было исключено. Со временем достижения в арктических технологиях постепенно снизили предполагаемые затраты на разработку месторождений на полуострове Гыдан, в устье Енисея и других центральных арктических зонах до уровней, которые начали делать эти районы коммерчески привлекательными. Однако начало полномасштабной войны с Украиной сделало недоступным оборудование иностранного производства, необходимое для танкеров ледового класса и ледостойких систем погрузки, и вынудило компании отказаться от этих планов.
 

Во второй половине 2010-х годов, когда российские нефтяные компании только начинали беспокоиться о своем долгосрочном будущем, Россия присоединилась к ОПЕК+ и начала регулировать объемы добычи. Этот шаг и способ его внутренней реализации коренным образом изменили подход российских нефтяных компаний к управлению портфелем. Соглашение ограничило российскую добычу на уровнях с ограниченным потенциалом роста в краткосрочной перспективе, и эти ограничения были распространены на отдельные компании пропорционально их объему добычи на момент вступления соглашения в силу.

Каждая крупная российская компания получила производственную квоту, при этом перспективы динамического перераспределения между компаниями были невелики. В отрасли быстро пришли к выводу, что квоты стали постоянной особенностью рынка. В таких условиях запуск нового месторождения не представлял особой ценности: рост добычи — по крайней мере, в краткосрочной и среднесрочной перспективе — был невозможен. Добыча на новых месторождениях могла расти только в той мере, в какой сокращалась добыча на старых месторождениях компании. Финансовая логика разработки месторождений, которая зависит от максимально быстрого наращивания добычи и, следовательно, выручки для окупаемости первоначальных капиталовложений, была коренным образом подорвана.
 

В сущности, российская нефтяная промышленность оказалась в цугцванге — вынуждена предпринимать шаги, которые ей бы совсем не хотелось предпринимать.

Существующая производственная база достаточна для работы в течение многих лет, хотя и с тенденцией к снижению объемов производства. Ее поддержание требует масштабной плановой деятельности и значительных ежегодных затрат (приблизительно 50 миллиардов долларов в год по всему сектору), но сами операции хорошо организованы и понятны. Перспективы значительного роста производства или существенного снижения затрат за счет развития технологий и повышения эффективности невелики: эти достижения были в основном реализованы в 2010-х годах. Российская нефтедобывающая и нефтесервисная отрасли, по крайней мере, в наземных операциях, способны внедрять технологии, соответствующие современным мировым стандартам, по удивительно конкурентоспособным ценам. Поддержание такого режима работы может быть обеспечено за счет оборудования, уже находящегося в стране, и оборудования, поставляемого из Китая.

Однако крупные новые проекты — будь то в приграничных регионах или направленные на масштабную разработку новых классов ресурсов, особенно сланцевой нефти, — фактически исключены из рассмотрения, как из-за высоких затрат на весь цикл и высокой капиталоемкости по сравнению с существующей производственной базой, так и из-за ограничений, наложенных войной.

Таким образом, управление контролируемым снижением добычи примерно на 3 процента в год не представляет особой сложности для российской нефтяной промышленности. Полные производственные затраты до налогообложения при таком сокращении добычи останутся ниже 25 долларов за баррель, а возможно, и ниже 20 долларов за баррель. Однако поддержание плато — не говоря уже о росте добычи — требует привлечения ресурсов с полными производственными затратами выше 35–40 долларов за баррель. В настоящее время российская нефтяная промышленность не располагает необходимым капиталом для этого, а государство не желает оставлять этот капитал в руках отрасли. Военные обстоятельства — например, необходимость изыскать средства для срочного ремонта нефтеперерабатывающих заводов после неоднократных ударов беспилотников и нестабильность денежных потоков, вызванная экономической войной, которая вынуждает компании держать большие резервы ликвидности и быть более консервативными в отношении долгосрочных капитальных вложений — еще больше препятствуют принятию крупных инвестиционных решений.

Наконец, хотя популярное в международных политических кругах мнение о скором завершении нефтяной эры вышло из моды, а идея полной декарбонизации к 2050 году практически испарилась, долгосрочная тенденция к снижению спроса на углеводороды в мировой экономике не вызывает серьезных сомнений. Именно поэтому проекты с длительными сроками окупаемости в нефтяном секторе привлекают все меньшее внимание инвесторов, и не только в России.

Ещё менее привлекательной является концепция освоения новых, перспективных регионов, строительства инфраструктуры, создания нового производственного центра, вложения десятков миллиардов долларов на начальном этапе, а затем производства в течение десятилетий с одновременным накоплением всё более мелких спутниковых активов. Эта модель хорошо зарекомендовала себя в Северном море и Западной Сибири, где некоторые инвестиции 1970-х годов до сих пор приносят прибыль. Однако вероятность того, что нечто, построенное на аналогичной логике в 2030-х годах, будет приносить прибыль в 2080-х, кажется низкой — и это делает такие инвестиции ещё менее привлекательными.

В настоящее время российская нефтяная промышленность обладает как техническими возможностями, так и ресурсной базой для поддержания или даже увеличения добычи в ближайшие десятилетия. Однако наиболее вероятный сценарий развития событий — это именно то, что правительство России в своей стратегии назвало базовым сценарием: медленное, но устойчивое снижение добычи.
 

Возможны ли другие сценарии?

Россия обладает компетенциями и ресурсной базой, позволяющими ей поддерживать и даже наращивать производство, подобно тому, чего добились Соединенные Штаты в конце 2000-х и начале 2010-х годов.

Однако для этого необходимо соблюдение ряда условий.

Увеличение добычи не будет дешевым. Поэтому компаниям потребуется удерживать как минимум 45 долларов за баррель после уплаты налогов за счет новых источников добычи, с достаточной уверенностью в том, что этот денежный поток будет сохраняться в течение длительного времени. Это может произойти либо в результате длительного периода высоких мировых цен на нефть выше 90 долларов за баррель, либо в результате фундаментальной реформы российского налогового режима. Окончание войны на Украине, ослабление санкций, которые осложняют торговлю российской нефтью и создают неопределенность в отношении объемов выручки, а также снижение или отмена скидки на российскую нефть — все это будет способствовать росту добычи.

Отрасли необходимо будет существенно расширить буровые мощности, что потребует пропорционального увеличения количества буровых установок и мощностей по гидроразрыву пласта. Это оборудование можно закупить в Китае. Также потребуется пропорциональный рост числа квалифицированных специалистов для его эксплуатации. В России достаточно опытных кадров, чтобы укомплектовать вновь сформированные бригады минимальным количеством персонала, а ее система образования способна подготовить необходимых рабочих, техников и инженеров для полной укомплектованности бригад. Скорость подготовки кадров может быть ограничивающим фактором темпов роста, но не обязательным условием.

Для увеличения объемов производства также потребуется реформа системы распределения квот, которая фактически закрепила за компаниями доли рынка на основе уровня производства 2017 года. Динамическое перераспределение квот с учетом фактических и прогнозируемых производственных мощностей будет стимулировать компании к развитию своей ресурсной базы и созданию реального потенциала для увеличения объемов производства.

Доступ к западным технологиям и капиталу, а также возобновление приема иностранных инвестиций в Россию — будь то посредством двустороннего соглашения с Соединенными Штатами или всеобъемлющего урегулирования с западной коалицией — могут открыть новые возможности для развития в центральной Арктике. Эти проекты не приведут к немедленному резкому увеличению производства, но могут создать дополнительный источник устойчивого наращивания производства на новых площадках, вокруг которых впоследствии можно будет разрабатывать более мелкие спутниковые проекты. Существенное влияние таких инвестиций проявится через десять-пятнадцать лет, но затем будет ощущаться на протяжении десятилетий.

Как показывает проведенный анализ, российская нефтедобывающая промышленность обладает значительной устойчивостью и хорошо защищена от катастрофического коллапса. Тем не менее, повторение траектории 1988–1995 годов не исключено. Один из маловероятных, но не совсем неправдоподобных сценариев, который мог бы привести к такому результату, — это затяжное продолжение войны на Украине в сочетании с полной экономической мобилизацией для поддержки военных усилий, включающей резкое дальнейшее увеличение военных расходов для получения решающих преимуществ на поле боя.

Вне зависимости от исхода военного конфликта, потребность в ресурсах для такого шага будет настолько экстремальной, что восстановление будет крайне затруднительным, что приведет к серьезному дефициту капитала, рабочей силы и материалов, а также к хроническому недоинвестированию в экономику в целом, включая ключевые отрасли. Правительство будет стремиться извлечь из экономики максимум краткосрочной прибыли для удовлетворения самых острых потребностей. Эффективная ставка дисконтирования Министерства финансов в таких обстоятельствах может быть настолько высокой, что упущенная выгода от налоговой базы, связанной с сокращением добычи, через год-два будет казаться приемлемой ценой за предотвращение немедленного кризиса. Результатом может стать резкое падение буровой активности, при этом добыча будет снижаться на 10-12 процентов в год. Также можно ожидать задержек с выплатой заработной платы в регионах добычи, массовых увольнений среди подрядчиков по обслуживанию нефтяных месторождений, возобновления случаев разграбления нефтепромыслового оборудования с целью получения металлолома, как это произошло в начале 1990-х годов, и дальнейшего сокращения количества действующих скважин.
 

Пропорциональный вклад нефтяного сектора в ВВП России, бюджетные доходы и экспортную выручку за последнее десятилетие снизился , но остается существенным . В 2013 году — последнем году трехзначных цен на нефть — экспорт российской нефти составил 285 миллиардов долларов (55 процентов от общего объема товарного экспорта в 522 миллиарда долларов, при этом на газ пришлось еще 73 миллиарда долларов). В 2025 году общий объем экспорта составит 420 миллиардов долларов , при этом на сырую нефть и нефтепродукты придется 160 миллиардов долларов (38 процентов).

В настоящее время у России нет других потенциальных источников дохода, способных заменить сокращающиеся доходы от нефти. Без дополнительных инвестиций или появления совершенно иной экономической модели, и учитывая множество проблем, с которыми сталкивается Россия, ресурсы для таких инвестиций могут просто отсутствовать. В таком сценарии Россия станет беднее на несколько тысяч долларов на душу населения в год.
 Эта динамика будет разворачиваться очень постепенно: её последствия будут едва заметны до конца текущего десятилетия, если не произойдёт глубокого системного кризиса.