До последних лет главным источником роста и поддержания добычи нефти и газа в стране были открытие и ввод в эксплуатацию новых месторождений. Добывающие возможности российской нефтегазовой промышленности зависели от состояния разведанности, подготовки к эксплуатации и степени выработанности основных добывающих провинций, с одной стороны, и от перспектив открытия новых провинций, способных компенсировать выбывающие мощности, с другой.

В 80-е годы начинается заметное ухудшение условий добычи нефти в Западной Сибири. За это десятилетие здесь в 5 раз сократились дебиты нефтяных скважин (тогда как в среднем по стране - в 2.3 раза), в 8 раз уменьшился объем запасов новых месторождений. Быстрыми темпами росла доля запасов с более высокими затратами на их освоение и добычу. Уже к началу 90-х годов доля запасов разрабатываемых месторождений с затратами, превышающими среднеотраслевую себестоимость добычи, превысила 10%, а аналогичная их доля в запасах неразрабатываемых месторождений, открытых во второй половине 80-х годов, достигла почти 40%. Среди прогнозных категорий запасов доля «сверхдорогих» уверенно превышает 50%.

Таким образом, налицо явные признаки поздней стадии для главной нефтедобывающей провинции страны - Западной Сибири и приближения к ней России в целом, находящейся сейчас по основным критериям на этапе перехода из зрелой стадии «естественной динамики» в позднюю. Продлением «молодости» для провинции может стать открытие нового структурного этажа нефтегазоносности, а для страны - открытие новой богатой провинции. Однако достаточно высокая степень геологической изученности свидетельствует о том, что имеющиеся или потенциальные этажи нефтегазоносности не идут ни в какое сравнение по продуктивности с основным - юрско-меловым, а освоение имеющихся перспективных нефтегазоносных провинций не сможет повлиять на уровень добычи нефти столь же значительно, как это произошло при вводе в разработку месторождений Волго-Урала и Западной Сибири.

Тимано-Печорская, Восточно-Сибирская и Прикаспийская (подсолевая часть) провинции ни по объему предполагаемых запасов, ни по условиям освоения не смогут переломить ситуацию в старении сырьевой базы нефтяного комплекса России в силу фундаментальных геологических и природно-климатических причин. В аналогичной ситуации находятся нефтегазоносные провинции арктического шельфа, где главную сдерживающую роль будут играть условия и стоимость освоения. Самое большое, что можно ожидать от этих провинций в случае их успешного освоения - это замедление процесса перехода российской нефтедобычи из зрелой стадии к поздней.

Кажущееся более благоприятным положение с сырьевой базой газовой промышленности в последнее время всё более напоминает ситуацию, сложившуюся ранее в нефтяной. Современная добыча газа в России базируется на 3-х месторождениях-гигантах, одно из которых (Медвежье) уже вошло в стадию падающей добычи, другое (Уренгой) близко к ней, а начало падения добычи на третьем (Ямбург) тоже не за горами. Поэтому сегодня 80% всех инвестиций в газовую отрасль направляется на возмещение выбытия мощностей, их ремонт и реконструкцию, то есть на поддержание достигнутого уровня добычи и транспорта.

В ближайшие годы значительно увеличится потребность во вводе новых мощностей как для компенсации падения добычи на основных месторождениях, так и для обеспечения прироста добычи под новые контракты. При этом возникает ряд альтернативных вариантов, к которым в первую очередь можно отнести:
- выход на новые регионы с вводом в эксплуатацию крупнейших месторождений (Ямальская группа и месторождение Штокмановское) с получением соответствующего эффекта экономии на масштабе, который в значительной степени будет «съеден» высокой стоимостью освоения и еще более высокими транспортными расходами;
- более интенсивное использование имеющихся и перспективных ресурсов в Надым-Пур-Тазовском и прилегающих районах с уже частично имеющейся инфраструктурой, но со всеми эффектами, свойственными поздней стадии развития нефтегазоносной провинции (удельные капиталовложения при освоении крупнейшего Заполярного месторождения в 1999-2001 годы составят примерно 900 рублей на 1 000 м3 против 50-100 рублей в сопоставимых ценах на Уренгойском и Ямбургском месторождениях, введенных в 80-е годы.).

В перспективе будет расти доля запасов газа, содержащего ценные компоненты (этан, пропан, бутан и др.), расположенных в сложных геолого-климатических условиях, либо залегающих на больших глубинах. Это значительно увеличит удельные затраты на добычу и подготовку газа.

Развитие газотранспортной системы на юго-восток за счет месторождений Восточной Сибири и Якутии возможно в условиях гораздо более бедной сырьевой базы, чем в Западной Сибири. Других же крупных газоносных регионов с приемлемыми условиями освоения и транспортировки пока не просматривается.

Переход на более поздние стадии развития нефтегазодобычи является неизбежным для каждой страны и означает необходимость изменения модели нефтегазообеспечения. В этом случае при снижении объемов добычи в цене нефти и газа существенно снижается рентная составляющая, а значит и рентный доход государства, изымаемый в виде специальных налогов и сборов. Вместе с тем, существует опыт США, нефтяная промышленность которых имеет более длительную историю, чем российская, характеризуется более высокой степенью изученности (разбуренность перспективных территорий превышает российскую по различным видам скважин в 5-10 и более раз) и, соответственно, более высокой выработанностью ресурсов недр. Тем не менее, при существенно меньших запасах, чем в России (примерно на треть по сопоставимым категориям), благодаря проводимой налоговой политике нефтяная промышленность США в последние годы добывала на 70-80 млн тонн в год больше, чем наша страна. Этот пример не столько иллюстрирует степень падения добычных возможностей нефтяного комплекса России, сколько подтверждает наличие потенциала этих мощностей, поскольку главной причиной падения добычи до настоящего времени следует считать спросовые и институциональные ограничения, оставившие невостребованными имеющиеся потенциальные возможности по добыче.