Игорь Юшков: 2025 год запомнится кризисом на нефтяном рынке и ростом газовой экспансии в Азию

Москва. 2025 год стал одним из самых сложных для российской нефтяной отрасли: низкие цены на нефть, санкции, логистические сложности и проблемы на внутреннем топливном рынке ударили по доходам бюджета и компаниям. При этом на газовом направлении наблюдаются и позитивные сдвиги - рост поставок по «Силе Сибири», первые поставки подсанкционного СПГ в Китай и переориентация экспортных потоков.

Разобраться в том, как отрасль пережила непростой период и какие тенденции зададут тон в 2026 году, Агентству нефтегазовой информации помог ведущий аналитик ФНЭБ, научный сотрудник Финансового университета при правительстве РФ Игорь Юшков.

Игорь Валерьевич, чем был характерен 2025 год для нефтяной отрасли?

Для нефтяной отрасли этот год оказался очень сложным и, возможно, одним из самых тяжелых за последние годы. Главная причина - низкие цены на нефть. Да, были краткосрочные скачки на фоне ударов Израиля и США по Ирану, но в остальное время мы наблюдали устойчиво низкие котировки. Это было связано с несколькими факторами.

Во‑первых, с общей неуверенностью на мировом рынке относительно перспектив глобальной экономики. В апреле президент США Дональд Трамп объявил так называемый «день освобождения» и ввел импортные пошлины в отношении десятков стран мира. Эти меры усилили торговые войны, которые фактически продолжались весь год и продолжаются до сих пор. Переговоры по торговой сделке между Индией и США только начались, что также добавляет неопределенности.

Конфликты тормозят развитие мировой экономики. Чем меньше объем торговли, тем ниже объемы перевозок, а значит, снижается и потребность в топливе. Это уменьшает спрос на нефть и давит на ее стоимость.

Во‑вторых, свою роль сыграла программа ОПЕК+. Речь о поэтапном возврате на рынок дополнительных объемов нефти от восьми стран‑участниц, которые в 2023 году добровольно сократили добычу сверх установленных квот. В результате на рынок возвращается порядка 2,88 млн барр. в сутки. Суммарно в 2025 году, начиная с апреля, ОПЕК+ ежемесячно наращивал добычу, и к концу года прирост составил около 2,9 млн барр. в сутки. На рынке сформировался переизбыток предложения, превышающий сокращения 2023 года, что дополнительно давило на цены.

К концу года даже ОПЕК, который традиционно склонен считать рынок дефицитным, признал наличие избыточного предложения. Это удерживало цены на нефть на низком уровне. Мы видели, что стоимость нефти марки Brent опускалась ниже $60 за барр. и в районе этой отметки удерживалась достаточно продолжительное время. Сезонный фактор тоже сыграл роль: в зимний период в Северном полушарии «черного золота» потребляется меньше, чем летом. Однако даже с учетом сезонности цены оставались низкими.

Для России ситуация оказалась еще более сложной. Из‑за низких цен страна заработала меньше, чем планировалось. В бюджете на 2025 год была заложена средняя цена нефти $69,7 за барр. при более слабом курсе рубля, чтобы обеспечить высокие доходы. На практике же в течение года цена российской нефти сорта Urals была ниже плановой, а рубль, наоборот, оказался крепче ожидаемого.

В результате бюджет пришлось неоднократно секвестировать. По данным Минфина, за 11 месяцев 2025 года нефтегазовые доходы сократились примерно на 22,5% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года. Это, конечно, серьезная проблема. Ненефтегазовые доходы выросли, но одновременно выросли и расходы, поэтому бюджет по итогам года стал дефицитным - и дефицит оказался заметно больше планового: порядка 5,5–5,7 трлн руб. Точная цифра будет известна позже, но масштаб уже понятен.

К концу года еще больше выросла разница в цене между российской нефтью Urals и Brent. Это произошло по нескольким причинам.

Во‑первых, США ввели санкции против крупнейших российских нефтяных компаний. В начале года под ограничения попали два гиганта - тогда рынок это пережил относительно спокойно. Но к концу года санкции распространились на еще более крупных игроков.

Это не привело к сокращению добычи или экспорта, но заставило полностью перестраивать цепочки продаж. Пока выстраиваются новые маршруты и схемы, растет дисконт к Brent. Это связано с дополнительными издержками: нужно привлекать больше трейдеров, усложнять логистическую цепочку до конечного покупателя, чтобы он не взаимодействовал напрямую с подсанкционными структурами. Все эти дополнительные затраты, по сути, и формируют тот самый дисконт - разницу в цене между Urals и Brent.

Дополнительно ситуацию ухудшили удары по танкерам, перевозящим российскую нефть. Это повысило стоимость фрахта и страхования.

По последним доступным данным - за ноябрь - разница между Urals и Brent выросла до $22,5 за барр. Для сравнения: стандартный уровень дисконта в 2024 и большей части 2025 года составлял около $12–13 за барр. То есть рост значительный. По итогам декабря эта разница может увеличиться еще, но пока есть только ноябрьская статистика.

Это напрямую бьет по доходам государства, потому что от средней цены на российскую нефть рассчитывается НДПИ - налог на добычу полезных ископаемых. Чем ниже фактическая цена Urals, тем меньше поступления в бюджет.

Меньше зарабатывают и сами нефтяные компании. При этом нынешняя скидка - не рекордная. В 2022–2023 годах, во время первых волн перестройки рынков и переориентации поставок в Азию после антироссийских санкций, дисконт между Urals и Brent доходил до $30–34 за барр. Но тогда общая цена нефти была выше: весной 2022 года Brent поднимался выше $100 за барр. В такой ситуации даже при скидке $35 продавец все равно получал порядка $65 за барр. - потери были ощутимыми, но терпимыми.

Сейчас ситуация иная: Brent около $60 за барр., а с учетом дисконта в $20-25 Россия фактически продает нефть по $35–40 за барр. Это уже гораздо более болезненный уровень и для бюджета, и для компаний.

Как низкие цены на нефть отразились на внутреннем топливном рынке России?

Разница между экспортной ценой на топливо и индикативной ценой, которую государство ежегодно устанавливает для внутреннего рынка, сократилась. Дополнительно на это повлиял крепкий рубль. В результате снизился объем демпферных выплат нефтяным компаниям из бюджета. 

Для бюджета это плюс, но для рынка - минус. Возникли условия, при которых цены на бирже начали расти: нефтяные компании старались компенсировать недополученную прибыль за счет внутреннего рынка. В итоге мы увидели новые ценовые рекорды, прежде всего по бензину на бирже. Это, во‑первых, привело к подорожанию топлива в рознице. Во‑вторых, свою роль сыграл и рост акцизов с начала 2025 года, что также добавило к стоимости бензина и дизеля. Когда биржевые цены били рекорды, независимые АЗС, закупающие топливо на бирже, были вынуждены повышать розничные цены: раз купили дорого, хотят продать дороже. Это толкало общий уровень розничных цен вверх. 

Одновременно возникла и проблема дефицита. ФАС тщательно следила за обоснованностью роста цен и нередко предписывала их снижать. В итоге независимые АЗС оказывались в ситуации, когда топливо на бирже покупается по высокой цене, а продавать его по экономически оправданной стоимости им фактически не дают. Чтобы не работать в убыток, они просто прекращали продажу. 

Поэтому часто дефицит выглядел так: дизель есть, а бензина нет. Это указывает на экономическую, а не логистическую или техническую природу проблемы. 

Однако риск возник и с точки зрения физического дефицита. Украина, пытаясь сорвать активизацию переговоров России и США летом 2025 года, усилила удары по российским промышленным объектам, в том числе по нефтеперерабатывающим заводам. 

Это привело к нескольким последствиям: заводы приходится чаще ремонтировать, что увеличивает расходы; растет время простоя НПЗ, что для компаний означает упущенную выгоду; физически снижается объем производства топлива. 

Для дизеля это некритично: его Россия производит примерно в два раза больше внутреннего потребления. А вот с бензином ситуация намного чувствительнее: в обычный год порядка 90% произведенного объема идет на внутренний рынок, и лишь 10-15% экспортируется. 

Соответственно, если производство бензина падает как раз на эти самые 10-15%, возникает риск реального физического дефицита на внутреннем рынке. 

К осени ситуацию частично стабилизировали поставки белорусских НПЗ, которые заметно нарастили отгрузки в Россию. Это, по сути, взаимовыгодная схема: Россия увеличивает поставки нефти в Беларусь, а Беларусь возвращает на российский рынок нефтепродукты, произведенные из этой нефти. Параллельно белорусские НПЗ помогли закрыть часть потребностей стран Центральной Азии.

Каки изменения произошли на рынке газа?

Впервые за много лет полностью прекратился транзит российского газа через Украину. Поставки российского газа в Европу при этом сократились примерно на 15 млрд куб. м. 

Компенсировать эти объемы по другим маршрутам практически невозможно. Единственное существенное перераспределение - переключение Словакии с украинского маршрута на «Турецкий поток». Раньше Словакия весь российский газ получала через Украину, теперь - через южное направление, по сути, за счет перераспределения объемов, продаваемых через Турцию. Вероятнее всего, Газпром сократил продажи турецким трейдерам, сконсолидировал ресурс и направил его в Словакию по долгосрочному контракту.

В результате, если в прошлом году в Европу по трубопроводам поставлялось более 30 млрд кубометров, то в 2025 году объём снизится до примерно 16–16,5 млрд куб. м. «Турецкий поток» при этом большую часть года работает с превышением проектной мощности, но этого все равно недостаточно, чтобы компенсировать потери украинского маршрута.

На восточном направлении, напротив, наблюдается рост. В 2025 году Газпром впервые фактически вышел на проектную мощность газопровода «Сила Сибири» - около 38,5-39 млрд куб. м в год. По суточным объемам прокачка уже ранее достигала и даже превышала проектные уровни, но теперь это закрепилось на годовом уровне.

Постепенно увеличиваются поставки в страны Центральной Азии, прежде всего в Узбекистан. Там собственная добыча газа снижается, при растущем потреблении, поэтому зависимость от импорта усиливается. 

Казахстан пока формально не стал импортером по долгосрочному контракту, хотя ожидалось, что соглашение о поставках российского газа будет подписано уже в 2025 году. Собственная добыча в республике стагнирует, а потребление растет, пусть и медленнее, чем в Узбекистане, поэтому высока вероятность, что контракт будет заключен в 2026 году, и страна постепенно перейдет в разряд нетто-импортеров газа.

Поставки трубопроводного газа в Китай тоже растут, но здесь уже достигнуто определенное «плато»: дальнейший крупный прирост ожидается не раньше 2027 года, когда должен заработать дальневосточный маршрут поставок голубого топлива. 

Кроме того, с 2027-2028 годов планируется поэтапное увеличение мощности «Силы Сибири» - с нынешних 38 до 42 млрд куб. м в год, о чем уже достигнуты договоренности.

Какие тенденции можно выделить в направлении сжиженного природного газа (СПГ)?

Прорывным итогом 2025 года в газе является начало поставок подсанкционного СПГ на китайский рынок. Во время визита президента РФ Владимира Путина в Китай в 2025 году договорились, что КНР начнет принимать все-таки подсанкционное СПГ.

Проект начал отгрузку еще в прошлом году, но в 2024‑м поставленные танкеры Китай не принимал. Лишь в 2025 году Китай официально выделил отдельный приемный СПГ‑терминал специально под подсанкционный российский газ. По итогам года туда дошел даже один танкер со среднетоннажного СПГ‑проекта Газпрома в Ленинградской области.

Это показывает, что договоренность носит не корпоративный, а государственный характер: Китай принял принципиальное решение получать любой подсанкционный российский СПГ. Фактически это первый случай, когда КНР открыто игнорирует санкции. 

В 2025 году Китай успел принять около 19 партий начиная с сентября. В 2026 году поставки почти наверняка вырастут уже за счет того, что прием будет идти весь год. Тем не менее объемы все равно будут ниже проектной мощности двух очередей «Арктик СПГ‑2» - прежде всего из‑за нехватки инфраструктуры, главным образом газовозов ледового класса.

Сейчас на этом направлении фактически работает один ледовый танкер «Кристоф де Маржери». Недавно появилась новость о вводе в эксплуатацию еще одного газовоза для «Совкомфлота», построенного на «Звезде» - танкера «Косыгин», но в целом флота пока недостаточно, чтобы стабильно вывозить весь объем СПГ, особенно по восточной части Северного морского пути.

Внутренний российский газовый рынок в 2025 году оставался в целом стабильным, без существенных структурных изменений.

В Европе на газовом рынке ключевое событие - утвержденный поэтапный отказ от российского СПГ. Принято решение: с апреля 2026 года запретить импорт российского сжиженного газа по краткосрочным контрактам; с 2027 года - по долгосрочным контрактам.

Попытки юридически запретить импорт российского трубопроводного газа пока не увенчались успехом. Соответствующие меры есть лишь в виде «дорожной карты», но они не закреплены в законодательстве и не являются обязательными к исполнению. Венгрия и Словакия последовательно блокируют введение жестких рестрикций против трубопроводного газа и нефти из РФ, поэтому формальный правовой запрет так и не принят.

Как изменилась география экспорта российских углеводородов?

По нефти картина следующая: крупнейшие покупатели - Индия и Китай; если считать только морские поставки, на первом месте Индия; если учитывать и танкеры, и трубопроводы, лидером остается КНР.

Несмотря на санкции против российских и арктических проектов, а также угрозы США ввести дополнительные импортные пошлины, эти страны продолжают закупать значительные объемы российской нефти. Турция по‑прежнему остается крупнейшим покупателем российских нефтепродуктов, прежде всего дизельного топлива.

В целом география поставок российской нефти и нефтепродуктов за год принципиально не изменилась.