Россия в эпоху изменения климата

скачать книгу бесплатно


«Зеленая» нефть (новые месторождения), вместе с некоторым приростом за счет ТРИЗ, внесла лишь скромный вклад в рост, около 83 миллионов тонн в год за последнее десятилетие. Если сравнить эту цифру с чистым приростом общего годового производства в России, составившим 61,7 миллиона тонн в год за тот же период, то можно предположить, что добыча со зрелых месторождений в течение десяти лет снижалась на 21 миллион тонн ежегодно. Иными словами, на данный момент темпы прироста в нефтяной промышленности все еще опережают темпы падения, но совсем ненамного.

Низкие эксплуатационные расходы пока что обеспечивают конкурентоспособность традиционной российской нефти при сегодняшних ценах на нефть. Более того, по словам заместителя министра энергетики Павла Сорокина, сегодня российская нефть была бы прибыльной даже при цене в 25 долларов за баррель. Но он предупреждает, что затраты на добычу российской нефти растут, особенно это касается новой нефти. Так называемые ТРИЗ потребуют, чтобы мировая цена на нефть составляла от 70 до 75 долларов, чтобы обеспечить безубыточность[128 - Выступление Павла Сорокина на конференции «Инновационная практика: Наука плюс бизнес», 11 декабря 2020 г., https://ria.ru/20201211/arktika-1588792812.html.]. Эта тенденция к росту издержек, в сочетании с перспективой снижения цен на нефть в условиях снижения мирового спроса на нефть, поставит российскую нефтяную промышленность в условия, когда выжимать прибыль будет все сложнее и сложнее.

Что необходимо сделать? Примечательно, что об этом «Энергетическая стратегия» практически молчит. Согласно вдумчивой критике двух ведущих российских аналитиков, Татьяны Митровой и Виталия Ермакова, главная причина – «сложная политическая борьба» вокруг этого документа, вызванная отсутствием консенсуса в отношении дальнейших действий. Между тем нефтяная политика последних пяти лет состояла в «пассивной краткосрочной адаптации»[129 - Tatiana Mitrova and Vitaly Yermakov, Russia's Energy Strategy 2035: Struggling to Remain Relevant, Etudes de l'IFRI, Russie.Nie.Reports, no. 28, December 2019, https://www.ifri.org/en/publications/etudes-de-lifri/russias-energy-strategy-2035-struggling-remain-relevant.]. Последняя распадается на три вида мер: технологические, фискальные и дипломатические.

Технологические ответы отрасли: гидроразрыв пласта и горизонтальное бурение

Столкнувшись с этими угрозами, нефтяная промышленность не бездействовала. Три основные технологические инновации за последние двадцать лет в значительной степени способствовали тому, что производство продолжало расти, в основном на старых месторождениях: горизонтальное бурение и гидроразрыв пласта в сочетании с методом, называемым сейсмической визуализацией, который позволяет операторам видеть, где они бурят и где, вероятно, находится нефть.

Горизонтальное бурение появилось в России относительно недавно. Несмотря на то что первая горизонтальная скважина была пробурена в 2000 году, в течение следующих двадцати лет нефтяные богатства Западной Сибири отлично поддавались обычному бурению. Теперь это изменилось. В последнее десятилетие горизонтальное бурение быстро стало стандартной технологией при разработке месторождений в России. В 2018 году почти половина (48 %) всего эксплуатационного бурения приходилась на горизонтальные скважины. Самый сильный рост показывает «Роснефть», горизонтальное бурение в которой с 2013 года утроилось. Применяется эта технология прежде всего в Западной Сибири[130 - Источником этих цифр является отчет по нефтесервисной отрасли, подготовленный Deloitte Russia, «Обзор нефтесервисного рынка России 2019», https://www2.deloitte.com/content/dam/Deloitte/ru/Documents/energy-resources/Russian/oil-gas-russia-survey-2019.pdf.].

Фрекинг (гидроразрыв пласта, ГРП) также появился в России относительно недавно. Первоначально фрекинг вызывал споры в российском нефтяном истеблишменте, и даже к 2010 году он не получил широкого распространения. Но в следующее десятилетие фрекинг стал набирать популярность. В 2018 году российские нефтяные компании потратили на гидроразрыв пласта 133 миллиарда рублей (около 2 миллиардов долларов), что более чем вчетверо превышает показатель 2010 года[131 - Там же. Следующим поколением ГРП является многостадийный ГРП, при котором по всей длине горизонтальной скважины с большим отходом выполняется несколько ГРП, иногда двадцать и более. Это очень эффективный метод, обеспечивающий высокие начальные скорости потока, но он в то же время дороже и сложнее. Многостадийный ГРП стремительно вытесняет собой одностадийный. Количество многостадийных ГРП увеличилось с менее чем 100 в 2010 г. примерно до 1000 в 2015 г. и 2500 в 2018 г. и продолжает быстро расти. С другой стороны, количество одностадийных ГРП достигло своего пика в 2014 г. и с тех пор сокращается, хотя одностадийных операций по-прежнему гораздо больше.].

Повсеместное внедрение горизонтального бурения и гидроразрыва пласта в последнее десятилетие говорит о том, что российская нефтяная промышленность вполне способна внедрять новые технологии, но это не меняет факта упадка старых российских месторождений. Красноречивым примером является недавняя кампания Игоря Сечина и «Роснефти», направленная на то, чтобы остановить падение добычи на легендарном Самотлорском месторождении в Западной Сибири, некогда ключевом звене советской нефтяной промышленности, к 2015 году выдававшем ничтожные 15,5 миллиона тонн. К 2019 году «Роснефти» удалось увеличить годовую добычу Самотлора почти до 19,4 миллиона тонн, но ценой почти десятикратного роста бурения[132 - См.: «Как живешь, нефтяная легенда?», ТЭК России, 28 сентября 2020 г., https://www.cdu.ru/tek_russia/articles/1/783/.].

Кроме того, отрасль по-прежнему сильно зависит от зарубежных поставщиков и операторов этих новых технологий. Согласно отчету Министерства промышленности и торговли от 2019 года, 70 % горизонтального бурения (предположительно, включая большинство новых скважин с большим отходом от вертикали) зависит от иностранных поставщиков; в случае гидроразрыва пласта зависимость составляет 85 % и выше, особенно для новейшей технологии многостадийного фрекинга[133 - Таблица с указанием степени зависимости от импорта включена в приказ министра промышленности и торговли Дениса Мантурова от 16 апреля 2019 г. (приказ № 1329): http://minpromtorg.gov.ru/docs/#!44199.]. Таким образом, одной из основных неопределенностей, влияющих на перспективы добычи нефти в России, будут темпы, с которыми отрасль будет снижать свою зависимость от иностранных поставщиков и модернизирует свою сервисную отрасль. Российские компании и политики мрачно соглашаются с тем, что западные санкции вполне могут оставаться в силе на неопределенный срок и, скорее всего, будут даже ужесточены. Хотя в настоящее время они не распространяются на поставщиков услуг по добыче традиционной нефти, таких как горизонтальное бурение и гидроразрыв пласта, они вполне могут коснуться их в будущем. Российские компании пытаются сократить свою зависимость от иностранных специалистов, в частности путем приобретения российских отделений известных западных сервисных компаний. Но это лишь паллиатив. В долгосрочной перспективе успех отрасли в конечном счете зависит от способности российского машиностроения в целом наладить производство современного нефтесервисного оборудования. Пока что картина неутешительная[134 - Широкое исследование российской обрабатывающей промышленности, подчеркивающее общую несостоятельность импортозамещения на сегодняшний день: Бажанов В. А., Орешко И. И. «Обрабатывающие производства России: Санкции, импортозамещение», ЭКО: Всероссийский экономический журнал, № 1 (2019): 75–92. См. также спецвыпуск журнала «Нефтегазовая вертикаль» за апрель 2021 г., посвященный политике импортозамещения, особенно передовую статью – интервью с Михаилом Ивановым, заместителем министра энергетики, отвечающим за импортозамещение, http://www.ngv.ru/magazines/article/mikhail-ivanov-my-prodelali-ogromnuyu-rabotu-po-narashchivaniyu-kompetentsiy-rossiyskikh-proizvodite/.].

Фискальные меры: нефтяные компании против Министерства финансов

По мере роста затрат на извлечение новой нефти российские нефтяные компании все чаще требуют от правительства налоговых льгот и субсидий. В 2018 году более половины нефти в России добывалось с теми или иными налоговыми преференциями по сравнению с 28 % в 2014 году. По данным Минфина, в 2018 году это обошлось российскому бюджету в 1 триллион рублей (или около 16 миллиардов долларов) в виде недополученных доходов[135 - Несомненно, лучшим изложением политики сбора и распределения нефтяной ренты является выдающаяся новая книга Аднана Ватансевера из Королевского колледжа Лондона: Adnan Vatansever, Oil in Putin's Russia: The Contests over Rents and Economic Policy (Toronto: University of Toronto Press, 2021).].

Основным противником бюджетных послаблений было Министерство финансов. Рост влияния Минфина за последние двадцать лет стал одним из главных сюжетов путинской эпохи. Вскоре после того, как Путин сделался президентом в 2000 году, он назначил министром финансов Алексея Кудрина, близкого коллегу по работе в мэрии Санкт-Петербурга. За следующее десятилетие Кудрин, при твердой поддержке Путина, восстановил российские финансы, которые пришли в упадок при Горбачеве и Ельцине. Он выплатил внешний долг России, сбалансировал бюджет, реформировал налоговую систему и создал резервный фонд для хранения российских нефтяных доходов. Его решительно консервативная политика добросовестно продолжалась при его преемнике на министерском посту Антоне Силуанове и новом путинском премьер-министре Михаиле Мишустине, налоговом эксперте, также работавшем в Министерстве финансов. Одним ухом Путин слушает нефтяников, другим – Министерство финансов[136 - Этот консервативный уклон подвергается растущей критике на том основании, что он лишает экономику средств, которые можно было бы использовать для инвестиций. Подробнее об этом споре см. в заключении к настоящей книге. Лучший рассказ о постепенной эволюции Владимира Путина от «рачителя» к «расточителю»: Vatansever, Oil in Putin's Russia. Как указывает Виталий Ермаков, определение Минфином «упущенной выгоды» лицемерно: при чрезмерном повышении налогов налоговая база наверняка сократится, но расчет предполагает, что сбор налогов совершенно неэластичен к росту ставок (частное сообщение автору).].

Столкнувшись с растущим давлением со стороны нефтяной промышленности с целью предоставления дополнительных налоговых льгот для новых месторождений, Путин осенью 2019 года объявил мораторий на все новые налоговые льготы и приказал провести инвентаризацию неразработанных российских месторождений. Было обследовано более 700 месторождений, составляющих более 90 % разведанных доказанных и вероятных запасов России. Тревожные сигналы Минэнерго подтвердились: треть запасов, большая часть которых находится в Западной Сибири, будет невыгодно разрабатывать без дальнейших налоговых льгот и субсидий[137 - Результаты этой инвентаризации опубликованы в статье «В поисках золотой середины», Нефтегазовая вертикаль, № 18 (2019), доступно через Factiva по адресу: https://professional.dowjones.com/factiva/. См. также резюме заместителя главы Роснедр Ореста Каспарова в том же издании. Прогноз Сорокина осенью 2019 г., основанный на инвентаризации, был еще более пессимистичным, чем прогноз министра энергетики Александра Новака, сделанный годом ранее. См. выступление Сорокина на конференции «Российская энергетическая неделя» в октябре 2019 г., https://rusenergyweek.com/programme/business-programme-2019/.]. Без них добыча нефти в России может упасть на полные 40 %, до 340 миллионов тонн в год. Инвестиции в нефть сократятся до 2,3 триллиона рублей, а доходы государства от нефти сократятся до 4,1 триллиона рублей[138 - Результаты инвентаризации обобщаются в материале «В поисках золотой середины». См. также выступление Сорокина на конференции «Российская энергетическая неделя» в октябре 2019 г., https://rusenergyweek.com/ru/news/?PAGEN_1=4.]. Чтобы поддерживать производство, России нужно было бы сконцентрироваться на Западной Сибири, но это также потребует дополнительных налоговых льгот. Министерство финансов было непреклонно – никаких налоговых льгот. Даже Сечину было сказано, что он может получить лишь небольшую часть того, что просит. (С тех пор в результате пандемии «Роснефти» пришлось даже платить дополнительные налоги в казну, чтобы сбалансировать государственный бюджет.)

Отрасль привыкла рассчитывать на эти преференции, и поэтому каждому новому крупному инвестиционному проекту предшествуют интенсивные переговоры. Министерство финансов пытается удержать позиции[139 - См. обширные цитаты заместителя министра финансов Алексея Сазанова в материале «В поисках золотой середины» в защиту существующего разделения доходов между отраслью и государством.], в то время как компании множат свои заявки, часто обращаясь к самому президенту. Результатом оказывается бесконечная борьба, которая только усиливается, когда цены на нефть падают. После начала пандемии COVID падение государственных доходов стало еще более резким[140 - Юрий Барсуков и Дмитрий Козлов, «Добыча полезных облагаемых», Коммерсантъ, 3 августа 2020 г., https://www.kommersant.ru/doc/4441359?from=main_1. См. также повторное интервью с генеральным директором «Роснефти» Игорем Сечиным «Минфин против Сечина: чего ждать от попытки правительства отнять у нефтяников 200 млрд руб.», Знак, 3 августа 2020 г., https://www.znak.com/2020-08-03/minfin_protiv_sechina_chego_zhdat_ot_popytki_pravitelstva_otnyat_u_neftyanikov_200_mlrd. Часть ответной реакции России заключается в сохранении слабого рубля, что позволяет ей сбалансировать бюджет, даже когда доходы, выраженные в долларах, падают.].

Дипломатические реакции: сотрудничество с ОПЕК

В 2016 году Россия и несколько других производителей, не входящих в ОПЕК, обязались вместе с ОПЕК сократить добычу нефти на 1,8 миллиона баррелей в сутки начиная с января 2017 года. Целью было поддержание мировых цен на нефть на достаточно высоком уровне, чтобы основные производители – главным образом России и Саудовской Аравии – могли сохранять так называемую фискально-безубыточную цену, то есть цену, при которой они могут сбалансировать свои бюджеты, сохраняя при этом свои системы социального обеспечения и государственные инвестиции. Здесь у России, похоже, есть преимущество: Саудовской Аравии, как сообщается, требуется мировая цена в районе 70 долларов, чтобы сбалансировать свой бюджет, в то время как России достаточно цены в районе 40 долларов.

Но договоренность оказалась шаткой, что стало ясно в начале 2020 года, когда доверие между двумя основными партнерами исчезло и началась ценовая война. Цены на нефть снова рухнули, что вынудило Россию и Саудовскую Аравию спешно восстановить свое соглашение, урезав добычу еще сильнее, чем раньше. «Мегасделка» ОПЕК+, заключенная в апреле 2020 года, обязала Россию и Саудовскую Аравию вместе с другими членами Венского альянса сократить совокупную добычу в несколько раз сильнее, чем в ходе любых предыдущих попыток сокращения[141 - Личное сообщение автору. Я благодарен моему давнему другу и коллеге Джону Уэббу за то, что он помог разобраться в хитросплетениях политики соглашений ОПЕК+.]. Но этот эпизод продемонстрировал, насколько неустойчивыми могут быть подобные соглашения. Договоренность не нравилась российским нефтяным компаниям, особенно (как отмечалось выше) генеральному директору «Роснефти» Игорю Сечину, который публично и неоднократно ее критиковал[142 - В декабре 2020 г. Венский альянс (также известный как ОПЕК+) еще раз скорректировал сокращение добычи, на этот раз сократив ее на 0,5 млн баррелей в сутки с 1 января 2021 г. По сообщениям, правительство Саудовской Аравии большей частью согласилось с предполагаемыми сокращениями в начале 2021 г. Последние новости см. в газете Financial Times и с российской точки зрения в Нефтегазовой вертикали, http://www.ngv.ru/news/chleny_opek_ne_vypolnili_obyazatelstva_ /.].

Для Путина главная цель заключалась в том, чтобы защитить доходы России от продажи нефти, и особенно долю государства, помогая при этом сбалансировать мировой рынок нефти после рекордного падения спроса и цен на нефть, вызванного пандемией COVID. (Как мы увидим ниже, когда цены на нефть растут, увеличивается доля государства, а когда цены на нефть падают, растет доля компаний.) Главная цель Сечина явно заключалась в том, чтобы создать трудности для североамериканских производителей трудноизвлекаемой нефти и ограничить свободу действий США на мировых нефтяных рынках[143 - В ноябре 2019 г., накануне пандемии, Игорь Сечин написал обширную статью о геополитике нефти для российского еженедельника «Эксперт», в которой осудил неконтролируемый всплеск добычи трудноизвлекаемой нефти в США и политику этой страны, которая, по выражению Сечина, действует как «безбилетник», дестабилизируя мировые нефтяные рынки и нанося ущерб интересам основных производителей нефти, прежде всего России. Можно предположить, что главной целью Сечина, выступавшего против сокращения добычи, было вытеснение из бизнеса американских производителей трудноизвлекаемой нефти. См.: «Цена нестабильности», Эксперт, ноябрь 2019 г., https://expert.ru/expert/2019/45/tsena-nestabilnosti/. С 2015 по 2019 г. Сечин неоднократно выступал с комментариями в российских СМИ, говоря об опасно нестабильном состоянии мирового рынка нефти. («Эксперт» даже разместил специальную страницу Сечина, https://expert.ru/avtory/igor_sechin/, где удобно сгруппированы его статьи. Однако с конца 2019 г. подписанные Сечиным статьи по каким-то причинам прекратили появляться.)]. В качестве дополнительного преимущества более низкие цены на нефть максимизировали бы долю российских компаний в нефтяных доходах по сравнению с долей государства, тем самым помогая обеспечить столь необходимый денежный поток для инвестиционной программы «Роснефти», в частности для амбициозных планов Сечина в отношении Арктики, описанных ниже. Стоит заметить, что эти двое расходятся во мнениях не по поводу изменения климата или «пикового спроса на нефть» – ни один из них в это не верит, – а по поводу наилучшего способа монетизации российской нефти в ближайшей перспективе.

Неровная история соглашений ОПЕК+ дает представление о том, что может произойти в будущем, поскольку крупнейшие мировые производители нефти противостоят друг другу во все более отчаянной борьбе с нулевой суммой за сокращающийся мировой спрос на нефть. У всех сторон, и особенно у более слабых членов ОПЕК, будет все больше стимулов к выходу из любых соглашений о сокращении добычи.

Краткосрочные реакции: краткие итоги

Ключевой чертой этих трех реакций является то, что все они относятся к краткосрочным мерам (примерно с десятилетним горизонтом). По мере сокращения добычи в Западной Сибири средняя стоимость извлечения российской нефти будет расти. Более низкая производительность скважин потребует увеличения затрат, таких как электроэнергия для скважинных насосов, как объяснялось выше. По мере того как отрасль будет уходить из Западной Сибири, будут расти и транспортные расходы, поскольку нефтяники будут работать в более удаленных местах, что потребует большего объема авиаперевозок, а также наземных перевозок по еще не существующим дорогам или по ледовым путям, которые подвержены таянию. Увеличение доли новых месторождений в новых нефтегазоносных провинциях потребует дополнительных инвестиций; и поскольку такие месторождения, как правило, менее продуктивны, то это снизит размер прибыли и усилит давление с целью увеличения налоговых льгот. Правительство сможет предоставлять нефтяной промышленности все меньше и меньше преференций; по данным Минфина, к 2033 году более 90 % российских нефтяных инвестиций потребуют от правительства специальных налоговых льгот[144 - Виталий Петлевой, «Государство будет терять на льготах нефтяникам до 2,3 трлн рублей в год», Ведомости, 15 сентября 2019 г., https://www.vedomosti.ru/business/articles/2019/09/15/811275-teryat-lgotah-neftyanikam.]. Замещение импортных ресурсов отечественными будет продолжаться, но легкие возможности будут уже использованы и дальнейший прогресс будет медленным. Наконец, соглашение ОПЕК+ с Саудовской Аравией может не просуществовать долго. Иными словами, меры, работавшие в последнее десятилетие, будут иметь все меньший эффект в будущем.

Нефтяная промышленность не торопится пересматривать свою основную стратегию, которая, по сути, заключается в том, чтобы продолжать фокусироваться на традиционной добыче в Западной Сибири, одновременно обращаясь к правительству за помощью в новых проектах. После эйфории 2000–2014 годов, когда казалось, что производство и цены будут расти бесконечно, российские компании и политики наконец начинают задумываться о более мрачных перспективах, но у них нет согласия относительно дальнейшего пути.

По большому счету, есть только два более долгосрочных подхода: углубляться в зоны нетрадиционной нефти или расширяться на север, на арктический шельф. Российские компании начинают изучать оба этих направления, но каждое из них вызывает споры, и первые результаты не внушают оптимизма.

Потенциальный сюрприз?

Главный потенциальный сюрприз лежит глубоко под землей в виде «трудноизвлекаемой нефти», известной также как сланцевая нефть. Каковы шансы, что в России может произойти такой же взрыв добычи нетрадиционной трудноизвлекаемой нефти, какой имел место в США? Несколько российских компаний, особенно «Газпром нефть», активно изучают возможности нетрадиционных месторождений трудноизвлекаемой нефти. Крупнейшим потенциальным призом является Баженовская свита, которая залегает под большей частью Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. По оценкам, Баженовская свита содержит до 74,6 миллиарда баррелей технически доступной трудноизвлекаемой нефти[145 - US Energy Information Administration, Technical Recoverable Shale Oil and Gas Resources: Russia (Washington DC: US Department of Energy, September 2015), https://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/pdf/Russia_2013.pdf.]. Однако исследование потенциала трудной нефти из Баженовских отложений замедлилось из-за введения санкций США в 2014 году, в результате чего Exxon вышел из совместного предприятия по бурению баженовских скважин. До сих пор особого прогресса не достигнуто.

Феномен трудноизвлекаемой нефти нуждается в пояснении. Ключевой момент заключается в том, что нефть эволюционирует. В течение миллионов лет она медленно превращается из разлагающегося органического вещества в промежуточное вещество, называемое керогеном, которое, в свою очередь, служит источником нефти и газа. При высоких температурах, существующих под землей, нефть мигрирует вверх и в конечном итоге превращается в газ, который улетучивается. Таким образом, существует короткое «нефтяное окно», в течение которого нефть может присутствовать в нефтематеринской породе. Соединенным Штатам повезло: такие образования, как Пермский бассейн в Техасе, находятся в самой середине своего исторического нефтяного окна. То же самое и Ближний Восток. Где на этих часах сейчас находится Россия, то есть насколько зрелыми могут быть баженовские нефтематеринские породы, пока неизвестно, хотя предварительные данные российских экспертов предполагают, что потенциал России может быть более ограниченным, чем в Соединенных Штатах[146 - Михаил Силин, «Мы пока в самом начале пути освоения Бажена», Нефтегазовая вертикаль, № 13 (2019). В любой нефтегазоносной провинции наблюдается обратная зависимость между потенциалом трудноизвлекаемой нефти и обилием зрелых запасов нефти и газа. Так, на Ближнем Востоке потенциал трудноизвлекаемой нефти считается относительно ограниченным. Этими наблюдениями я обязан Киту Кингу, многолетнему ведущему эксперту-геологу компании Exxon.]. Имеются признаки того, что центральный керн баженовской залежи, область с самой богатой материнской породой, может находиться в газовом окне, которое следует за нефтяным окном. Если это окажется так, то Россия, возможно на несколько миллионов лет опоздала, чтобы добывать много нефти из Баженова[147 - Я благодарен за эти сведения о трудноизвлекаемой нефти моему другу и бывшему коллеге Киту Кингу, который, будучи геологом-нефтяником в Exxon, опирается в этом вопросе на свой многолетний опыт.].

Какой бы ни оказалась российская геологическая история, опыт США свидетельствует о том, что в определении курса разработки трудноизвлекаемой нефти наземные факторы не менее важны, чем геология. В американском случае ключевую роль сыграли небольшие, крайне предприимчивые независимые компании, которые методом проб и ошибок исследовали каждую возможность, пока не взламывали код для каждого конкретного месторождения. Иными словами, успех в каждом случае делался на заказ, и эта формула плохо подходит для крупных компаний. Кроме того, независимые компании выиграли от наличия благоприятной среды – гибкого и инновационного сервисного сектора, удобной транспортной системы, подходящей нормативной базы, и, прежде всего, дешевого и обильного финансирования. Ничего из этого в России нет.

Наблюдая за опытом США в Пермском бассейне, Россия должна найти в нем много того, что ей не нравится. Например, быстрые темпы падения добычи (российские компании привыкли к долгим срокам жизни и длинным «хвостам»); высокие требования к современному оборудованию для гидроразрыва пласта и горизонтального бурения (которое на данный момент в основном по-прежнему поставляют иностранные компании); постоянная потребность в финансах (кредит в России крайне дорог, иностранный капитал практически недоступен); индивидуальный проект для каждой скважины, чтобы найти золотую середину в каждом конкретном случае (российские компании предпочитают «стричь под одну гребенку»); необходимость в небольших компаниях, готовых рисковать (в России нет таких мелких компаний, а крупные не любят рисков, если за них не платит государство); и, прежде всего, тот факт, что трудноизвлекаемая нефть – это не дешевая нефть и американские проекты по добыче сланцевой нефти пока еще не показали прибыли. По всем этим причинам трудноизвлекаемая нефть плохо вписывается в традиционную структуру и ожидания российской нефтяной отрасли. Иными словами, перспективы каких-либо приятных сюрпризов, связанных с трудноизвлекаемой нефтью, в России сомнительны.

Отсутствующая российская арктическая нефть и борьба за внимание Путина

Другим потенциальным сюрпризом для будущей российской нефтедобычи может стать нефть с российского арктического шельфа, простирающегося на тысячи миль вдоль северного побережья России. В последнее время она стала предметом оживленных споров в правительстве, вызванных перспективой того, что пик мирового спроса на нефть, за которым последует снижение спроса и цен на нефть, может навсегда превратить арктическую нефть в «проблемный актив».

Кампанию за агрессивную разработку арктического шельфа возглавил вице-премьер Юрий Трутнев, представитель Путина по Северу и Дальнему Востоку России. Он обвинил Газпром и «Роснефть», обладающие монопольной лицензией на разведку нефти и газа в Арктике, в систематическом недофинансировании разведки арктического шельфа. При этом, если Россия не начнет в ближайшее время разрабатывать свои арктические шельфовые ресурсы, утверждал Трутнев, она останется с «проблемным активом» на руках. Как сказал Трутнев на конференции в 2019 году:

Мне кажется, странно ждать, что будет дальше. Нефть – это не тот ресурс, который будет неизменен по цене ‹…› Человечество продолжает работать над сокращением потребления энергоресурсов и моторного топлива ‹…› Чем дольше мы будем не использовать наши богатства ‹…› тем больше они будут дешеветь[148 - Цит. по: «Decision to Draft Bill on Private Investor Access to Shelf Made during Meeting with Kozak,» Interfax Petroleum Report, August 22–28, 2019, pp. 5–6.].

Бросив вызов Газпрому и «Роснефти», Трутнев предложил создать новую компанию, которую он назвал «норвежской моделью» и в которую можно было бы пригласить иностранных инвесторов.

Предложение Трутнева было быстро отвергнуто как нереалистично амбициозное, но Трутнев сослужил полезную службу тем, что привлек внимание к ключевой дилемме российской нефтяной стратегии. Если Западная Сибирь обречена на упадок, а со стороны сланцевой нефти подмоги ждать не приходится, то откуда возьмется следующее поколение российской нефти? У Игоря Сечина, могущественного генерального директора «Роснефти», ответ наготове: держаться мелководных арктических шельфов и двигаться дальше, отталкиваясь от уже созданной там инфраструктуры. По мнению Сечина, ключевым моментом является постепенное продвижение на восток вдоль северного побережья России и попутное создание инфраструктуры, в основном на суше. Но сечинские планы обойдутся недешево, и соответствующие средства можно получить только за счет крупных государственных инвестиций и субсидий. Сечин изложил свою позицию на встрече с Путиным в апреле 2019 года. Его так называемый арктический кластер будет стоить 5 триллионов рублей (около 68 миллиардов долларов по текущему курсу) государственной поддержки в течение десяти лет плюс специальный налоговый пакет на тридцать лет, в обмен на дополнительные 100 миллионов тонн новой нефти в год, обещанные Сечиным президенту.

Для Путина предложение Сечина должно было звучать привлекательно с нескольких точек зрения, не в последнюю очередь из-за обещания Сечина вывозить новую нефть в Азию через Северный морской путь (см. главу 8 об Арктике). Тем не менее экономика арктического кластера весьма неопределенна. Его запасы еще не подтверждены. Инфраструктура в настоящее время почти полностью отсутствует. Кластеру потребуется новый порт, который нужно будет соединить как с новыми, так и с существующими месторождениями сетью нефтепроводов. Но кто будет платить за все это? «Роснефть» предупреждала, что без более полной государственной поддержки развивать кластер будет невыгодно. Но Минфин решительно против, а Путин, как мы видели, колеблется[149 - См.: Interfax Petroleum, no. 43, p. 5. Окончательная компромиссная формула для «Восток Ойл», озвученная, что уже немаловажно, министром финансов Антоном Силуановым, предоставляет Ванкорской части кластера скидку по налогу на добычу полезных ископаемых при условии, что цены на нефть превышают определенный уровень, но запрещает направить какую-либо часть сэкономленных средств на строительство трубопровода до Пайяхи и побережья. «Роснефти» придется финансировать трубопровод из собственных средств. См.: «„Роснефть“ послали на Пайяху», Коммерсантъ, 8 ноября 2019 г., https://www.kommersant.ru/doc/4150646.].

На шельфе Арктики высокая себестоимость новой нефти накладывается на перспективу снижения мировых цен. Противники разработки арктической нефти утверждают, что она не может быть прибыльной при цене ниже 100 долларов за баррель. В конечном итоге перспективы России на арктическом шельфе кажутся все более туманными. Даже до начала пандемии официальные российские целевые показатели добычи на арктическом шельфе сокращались. Согласно последнему доступному официальному сценарию, к 2035 году добыча составит всего 9-11 миллионов тонн в год[150 - Андрей Черных и др. «Бурить на арктическом шельфе или ждать?», Нефтегазовая вертикаль. № 3–4 (2019), с. 43.]. Это лишь немногим больше, чем Россия добывает там сегодня.

Таким образом, два основных направления долгосрочного прогресса – трудноизвлекаемая нефть и нефть арктического шельфа – проблематичны. Безусловно, нас могут поджидать сюрпризы. Или предложение Игоря Сечина сосредоточиться на мелководье у арктического побережья позволит занять выжидательную позицию. Но в отсутствие какого-либо прорыва российская нефтяная промышленность будет вынуждена топтаться на месте или, что более вероятно, шаг за шагом отступать по мере упадка Западной Сибири.

Кто примет на себя удар?

Следствием этих тенденций является то, что затраты на добычу российской нефти, которые до сих пор оставались на редкость низкими благодаря сохраняющемуся вкладу старых месторождений, в ближайшие годы неизбежно вырастут по мере того, как старые месторождения будут приходить в упадок, а доля новых месторождений будет постепенно увеличиваться. Несмотря на это, российская нефть по-прежнему будет иметь относительно низкую стоимость по сравнению с большинством ее конкурентов и Россия всегда найдет покупателя на свои баррели, даже в условиях падающего спроса. Но когда российская нефть займет более высокое место на кривой себестоимости, ее рентабельность будет сокращаться. Вопрос в том, как это повлияет на доходы российского экспорта и на распределение доходов от нефти между нефтяной индустрией и государством?

В обстановке снижения спроса и цен на нефть больше всего пострадает государство. Российская система налогообложения нефти основана на скользящей шкале, привязанной к мировым ценам на нефть. Основная концепция проста: по мере роста цен на нефть увеличивается доля государства; но когда цены на нефть падают, она снижается[151 - См.: «Чей голос будет услышан? Кто проиграет от налоговых реформ в условиях нефтяного коллапса?», Нефтегазовая вертикаль, № 22 (июнь 2020 г.), http://www.ngv.ru/magazines/article/chey-golos-budet-uslyshan/?sphrase_id=3041697. Доступ к этому журналу платный, но его можно получить через Factiva.]. Таким образом, в 2011 году, когда мировые цены на нефть ненадолго превысили 120 долларов за баррель, государство забирало в качестве налога около 80 %; но к 2016 году, когда цены на нефть упали ниже 40 долларов за баррель, доля государства снизилась примерно до 40 %[152 - Кроме того, государство предоставляет нефтяной отрасли множество целевых субсидий и налоговых льгот, в основном связанных с проектами новой нефти. В результате, по оценкам, фактические налоговые поступления составляют лишь около трех четвертей от теоретически возможного количества. По данным Международного валютного фонда, доля государства в добавленной стоимости от добычи и переработки нефти и газа в 2016 г. составляла около 45 % по сравнению с 35 % в 2012 г. Но это явно более широкая категория, чем только экспорт нефти и газа. См.: Gabriel Di Bella et al., «The Russian State's Size and Its Footprint: Have They Increased?» International Monetary Fund, Working Paper 19/53, March 8, 2019, https://www.imf.org/en/Publications/WP/Issues/2019/03/09/The-Russian-States-Size-and-its-Footprint-Have-They-Increased-46662. Доля одного только экспорта нефти и газа зависит от обменного курса, но предположительно она составляет меньше 39 %.]. Смысл в том, чтобы гарантировать, что у нефтяной отрасли будут ресурсы для покрытия операционных расходов и капитальных вложений, независимо от движения цен. Иными словами, государство забирает большую часть нефтяной маржи, когда цены высоки, но принимает на себя удар, когда они падают[153 - Еще одной особенностью налоговой системы является то, что она получает большую часть средств от старых месторождений, особенно в Западной Сибири, при этом применяя большую часть преференций к разработке новых месторождений. В результате нефтяные компании получают мало денег от старых месторождений и поэтому неохотно вкладываются в технологии повышения нефтеотдачи, для которых в настоящее время не предусмотрены налоговые льготы. В результате усовершенствованные методы нефтедобычи остаются недоиспользованными и недостаточно развитыми. Согласно недавнему исследованию Центра энергетики «Сколково», с момента введения санкций США в 2014 г. «практически не было» реализовано ни одного проекта с применением технологий повышения нефтеотдачи (хотя в настоящее время американские санкции технически на них не распространяются), за исключением существующего многие годы совместного предприятия «Газпром нефти» и Shell на Салыме, на котором задействована современная установка для химического заводнения. См. новостной репортаж на сайте Salym Petroleum по адресу: https://salympetroleum.com/media/news/spd-started-the-construction-of-asp-mixing-unit/. В январе 2020 г. Shell и «Газпром нефть» договорились о расширении совместного предприятия на соседние регионы Ханты-Мансийского округа. См.: https://salympetroleum.com/media/news/gazprom-neft-and-shell-to-expand-their-joint-project-to-develop-the-salympetroleum-group-of-fields-in-khmao/.]. В ближайшие десятилетия, когда производство в России сократится, а экспортные цены упадут, больше всего проиграет государство.

Каким может быть суммарное влияние всех факторов, обсуждавшихся до сих пор в этой главе, на российские нефтяные доходы? В качестве очень грубого мысленного эксперимента предположим, что добыча нефти в России к 2050 году снизится до 450 миллионов тонн, или 9 миллионов баррелей в сутки. Если предположить далее, что Россия продолжит экспортировать около 70 % добытой нефти, то при мировой цене в 30 долларов за баррель это принесет около 75 миллиардов долларов, что составит около 40 % того, что Россия зарабатывает сегодня. Из этой суммы, если доля государства уменьшится до одной трети, государству останется примерно 25 миллиардов долларов, или примерно одна треть его нынешней выручки.

Государство столкнется с растущей дилеммой – продолжать ли политику поддержки нефтяной отрасли с помощью налоговых преференций и скользящей шкалы, описанной выше, или попытаться урвать как можно больше нефтяной ренты в краткосрочном плане – по сути, «взять деньги и убежать». Эта дилемма станет еще более острой с началом 2030-х годов.

До сих пор мы сосредоточивались на перспективах добычи, но и переработка также заслуживает упоминания, особенно из-за ее влияния на внутреннее потребление и на автовладельцев. По мере распространения по миру электромобилей спрос на российские продукты нефтепереработки, особенно на бензин и дизельное топливо, будет снижаться. Прежде ожидалось, что экспорт бензина, традиционно скромный, будет быстро расти; «Энергетическая стратегия России до 2035 года» прогнозирует четырехкратный рост; экспорт дизельного топлива, традиционно намного больший, должен был удвоиться. Но этого не произойдет. Вместо этого излишки бензина и дизельного топлива будут перенаправлены на внутренний рынок, что приведет к снижению заправочных цен.

Это подводит нас к теме электромобилей. Только очень смелые автолюбители покупают в России электромобили. Инфраструктура почти полностью отсутствует: на всю Россию имеется всего 122 зарядные станции, из которых 71 сосредоточена, что неудивительно, в Москве и Санкт-Петербурге. На всем Дальнем Востоке их всего две. Электромобилями владеют два типа россиян: одна половина – это состоятельные люди в обеих столицах, которые покупают Tesla и другие люксовые бренды в качестве престижных диковинок. На востоке, напротив, люди приобретают подержанные Nissan Leaf, привезенные из Японии. В общей сложности во всей стране наберется едва ли 11 000 электромобилей, почти все легковые, на фоне 54 миллионов автомобилей с двигателем внутреннего сгорания по всей стране.

Можно не сомневаться, что в обозримом будущем в России электромобили будут оставаться не более чем нишевым рынком. Основных препятствий три: дороги, поезда и дешевое топливо. Междугородних магистралей почти нет (за исключением трассы Москва – Санкт-Петербург, на которой действительно есть десять зарядных станций). Без дорог грузовикам нечего делать; в России почти все грузоперевозки идут по железной дороге и, несомненно, будут идти и впредь. Что касается бензина, то по мере снижения международного спроса цены на российских заправках будут только снижаться. Короче говоря, распространение электромобилей в России сталкивается с почти непреодолимыми препятствиями. Российское правительство, признавая это, прилагает мало усилий для их продвижения. На российских дорогах двигателю внутреннего сгорания предстоит еще долгая жизнь.

Выводы

Проблему российской нефти можно резюмировать очень просто: Россия оказалась стиснута между с одной стороны угрозой снижения добычи и повышения затрат внутри страны и с другой стороны – перспективой снижения спроса на нефть и снижения цен за рубежом. Первое имеет мало отношения к изменению климата; второе все больше определяется именно им, по мере того как развитые страны движутся к декарбонизации. Если в результате пандемии COVID станет возможен третий нарратив – «медленнее и дольше», – то импульс декарбонизации может снизиться, но из-за более низких темпов роста мирового ВВП и снижения благосостояния этот нарратив тоже необязательно является хорошей новостью для российской нефти.

Основные источники неопределенности на мировом нефтяном рынке, как мы видели, лежат за пределами России и, следовательно, находятся вне ее контроля, будучи обусловленными главным образом тенденциями в области технологий, экономики и демографии, на которые в той или иной степени влияют энергетическая политика и регулирование других государств, особенно покупателей нефти. У российской дипломатии будет мало рычагов воздействия на все то. Единственным временным исключением являются соглашения между производителями нефти, такие как соглашения ОПЕК+, которые, скорее всего, будут нестабильными и недолговечными.

Другой источник давления на нефтяные доходы России находится внутри страны. Добыча на зрелых месторождениях Западной Сибири продолжит снижаться, несмотря на усилия нефтяных компаний. Развитие новых месторождений будет продолжаться, но они будут менее продуктивными, чем традиционные старые месторождения, а общие затраты на нефть из новых месторождений (то есть капитальные затраты плюс эксплуатационные расходы) будут намного выше[154 - Последние данные о добыче нефти в восточной половине страны см. в: Ирина Филимонова и др., «В ожидании второго дыхания Восточно-Сибирского региона», Нефтегазовая вертикаль, № 5 (2021), http://www.ngv.ru/magazines/article/v-ozhidanii-vtorogo-dykhaniya-vostochno-sibirskogo-regiona/. Новые месторождения, как правило, более затратны и менее продуктивны, чем в Западной Сибири. Разочаровывает даже Ванкорский кластер, который хотя и находится в Красноярске, но геологически является частью Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Например, показатели самого Ванкорского месторождения упали вдвое по сравнению с пиковыми значениями 2015 г., что лишь частично компенсируется ростом добычи с месторождений остальной части Ванкорской группы.], в то время как месторождения арктического шельфа будут оставаться недосягаемыми.

Старые российские месторождения с их низкими эксплуатационными затратами останутся рентабельными, но к середине 2030-х годов их доля в общем объеме добычи может составить менее половины, а безубыточная экспортная цена нефти с новых месторождений вполне может оказаться выше мировых цен[155 - Теоретически такого обычно быть не должно, потому что российская нефть с новых месторождений не будет предельной нефтью с самой высокой себестоимостью на мировом рынке. Но сегодняшние инвестиционные решения по поводу новых российских месторождений обычно принимаются в расчете на «нормальные» цены на нефть. Если фактические цены на нефть в конечном итоге окажутся ниже тех, которые предполагались в инвестиционных решениях, безубыточная экспортная цена в конечном итоге окажется выше мировых цен, что станет тогда результатом чрезмерного оптимизма.]. Таким образом, когда в России говорят, а это говорят часто, что российская нефть останется прибыльной при цене от 25 до 35 долларов за баррель, это правда только наполовину. Более высокие затраты на новых месторождениях будут завуалированы многочисленными субсидиями и льготами, предоставляемыми государством, и, даже если это может поддерживать прибыльность нефтяных компаний на бумаге, это будет происходить за счет государства и не поможет утаить фундаментальный вердикт: прибыльность экспорта нефти для России снизится. Это будет справедливо даже в том случае, если компании смогут поддерживать добычу на уровне, близком к сегодняшнему уровню в 11 миллионов баррелей в сутки, потому что затраты на дополнительную добычу неизбежно будут находиться в верхней части диапазона[156 - Darya Korsunskaia and Andrey Ostroukh, «Russia Eyes Bud get Surplus for the First Time since 2011,» Reuters, https://www.reuters.com/article/us-russia-budget-surplus/russia-eyes-budget-surplus-for-first-time-since-2011-idUSKBN1IC0DS.]. По мере роста затрат экспортная безубыточная цена – цена, за которую должна продаться экспортная нефть, чтобы обеспечить безубыточность, – будет неуклонно повышаться, и по мере ее повышения прибыль от экспорта для компаний и особенно для государства будет уменьшаться. Это произойдет, даже если глобальный спрос и цены останутся на нынешнем уровне.

Однако по мере того, как тенденция к сокращению глобального спроса на нефть будет углубляться, произойдет несколько вещей. Во-первых, спрос, вероятно, будет снижаться быстрее, чем предложение, поскольку государства, зависящие от нефтяных доходов, не захотят сокращать добычу и будут жестко конкурировать друг с другом через свои государственные компании, создавая дополнительный импульс для понижения цен. Во-вторых, спрос будет сильно зависеть от переломных моментов на технологическом передовом крае, таких как момент, когда электромобили, работающие на возобновляемых источниках энергии, наконец возьмут верх или когда пластик подвергнется общемировому запрету. Спрос на нефть в таких точках может начать быстро падать. В-третьих, в ответ на это будут сокращаться инвестиции в нефть, по мере того как инвесторы станут искать более привлекательные возможности, хотя продолжающийся прогресс в технологии и эффективности нефтяных месторождений, как правило, сдерживает какие-либо резкие падения предложения. К середине века все эти тенденции наберут полную силу, что приведет к низким и продолжающим снижаться ценам на нефть в 2050-х годах и в последующий период, даже в сценарии медленного перехода.

На первый взгляд наиболее благоприятным для России может показаться описанный выше нарратив медленного перехода, поскольку он прогнозирует еще два десятилетия роста мирового спроса на нефть и медленное снижение после пика. Сценарий медленного перехода даст российской нефтяной промышленности больше времени для внедрения новых технологий, включая, возможно, прорыв в технологии трудноизвлекаемой нефти. Санкции могут быть смягчены, а международные нефтяные компании могут вернуться, что, наконец, позволит достичь прогресса на шельфе Арктики. Выигрыш во времени дал бы России больше пространства для маневра при подготовке к окончательному снижению цен на нефть.

Очевидно, что сценарий быстрого перехода был бы крайне неблагоприятным. Поскольку факторы, которые движут им, имеют свое происхождение в основном за пределами России, у нее будет мало контроля над ними. Единственной возможной краткосрочной реакцией, направленной на сохранение доходов от нефти, была бы тотальная война за долю рынка по более низким ценам; это, в свою очередь, было бы возможно только до тех пор, пока можно было бы поддерживать низкозатратное производство в Западной Сибири. В сценарии с быстрым переходом конкурентная позиция России быстро ухудшается.

Источником непредсказуемости остаются долгосрочные последствия COVID-19, который, как уже говорилось, может породить третий нарратив: «медленнее и дольше» – предусматривающий смешанный переход в течение более продолжительного периода. Но и он не выглядит для России таким уж обнадеживающим, если его результатом станет более низкий рост мирового ВВП, изменение рабочих привычек и упор на внутренние источники энергии. Вероятным результатом будет более низкий спрос на нефть при более низких ценах в течение длительного периода. На нефтеперерабатывающую промышленность особенно заметно повлияет изменение потребительских привычек на заправках; первым предупреждением можно считать нынешний серьезный избыток мощностей в мировой нефтеперерабатывающей отрасли. Если эти закономерности сохранятся, то доходы от российской переработки пострадают даже больше, чем доходы от экспорта сырой нефти.

Основным вопросом, повторим, будет не предложение, а спрос. Российская нефтяная промышленность располагает колоссальными запасами нефти, и российская нефть еще долго будет оставаться одной из самых дешевых в мире. Но доходы России от экспорта нефти будут зависеть прежде всего от будущего спроса на нефть, а также от цены на альтернативные источники энергии. В обозримом будущем российская нефть не окажется «проблемным активом». Вопрос в том, сколько именно денег она будет приносить.

Но каковы альтернативы нефти? Это мы и рассмотрим в следующих главах, начав с перспектив природного газа.

3. Может ли природный газ заменить собой нефть

Леонид Михельсон, основатель российской компании по производству сжиженного природного газа (СПГ) «Новатэк» – третий по богатству человек в России, его состояние на 2020 год оценивалось в более чем 23 миллиарда долларов[157 - Forbes, https://www.forbes.com/profile/leonid-mikhelson/?ш=?2e2663a63140. Эта оценка датируется декабрем 2020 г.]. Кроме того, он являет собой большую редкость для России, будучи создателем успешного частного стартапа. Предприятие пользовалось активной поддержкой со стороны Кремля[158 - Один из ближайших соратников Путина Геннадий Тимченко стал акционером в 2005 г., когда «Новатэк» провел IPO, а с 2009 г. он является членом совета директоров «Новатэка». Тимченко начинал как нефтетрейдер, базировавшийся в Финляндии, а затем в Швейцарии. Первоначально он не был связан с путинским петербургским окружением, и его связи с Путиным, возможно, установились в конце 2000-х гг. через давнего друга Путина Аркадия Ротенберга, поскольку и Тимченко, и Ротенберг занимались строительством трубопроводов. Об истоках участия Тимченко в «Новатэке» см.: Yelena Mazneva, «Novatek's Largest Shareholder Is Its CEO,» Moscow Times, December 28, 2010, https://www.themoscowtimes.com/2010/12/28/novateks-largest-shareholder-is-its-ceo-a4057. Однако к 2014 г. Тимченко считался достаточно близким к Путину, чтобы быть включенным в санкционный список США.]. За короткое время Михельсон стал лицом российского СПГ, путинским прорывом в будущее российского газа.

Михельсон начинал свою трудовую деятельность в качестве строителя газопроводов в Куйбышевской области (ныне Самарской).

Отец был директором строительного треста «Куйбышевтрубопроводстрой», крупнейшего в системе Миннефтегазстроя. Он меня возил с собой везде, где предприятие строило нефтегазопроводы ‹…›. Так что на нефтяные и газовые месторождения я начал ездить раньше, чем ходить в школу[159 - Цит. по: Ирина Резник, «Интервью: Леонид Михельсон, гендиректор и совладелец компании „Новатэк“», Ведомости, 2 ноября 2005 г., http://vspro.media/article/intervyu-leonid-mikhelson-gendirektor-i-sovladelets-kompanii-%C2%ABnovatek%C2%BB. См. также: Thane Gustafson, The Bridge: Natural Gas in a Redivided Europe (Cambridge, MA: Harvard University Press, 2020), chap. 10.].

К концу 1980-х Михельсон сменил отца на посту начальника «Куйбышевтрубопроводстроя». Он быстро осознал возможности, открывшиеся во времена постсоветской приватизации. В 1991 году его компания стала одним из первых советских предприятий, которые были приватизированы, под названием «Нова», впоследствии измененным на «Новатэк»[160 - См. сайт «Новатэка», https://www.novatek.ru/ru/about/company/ history/.].

В те годы заработать на строительстве трубопроводов было невозможно, поэтому в середине 1990-х Михельсон переехал в Западную Сибирь[161 - Михельсон знаком с Западной Сибирью не понаслышке. С 1977 по 1985 г., получив диплом инженера, работал на строительстве трубопроводов в Тюменской области, начиная с должности мастера. См.: Wikipedia, https://en.wikipedia.org/wiki/Leonid_Mikhelson, а также Резник, «Интервью».], где начал приобретать неосвоенные газовые месторождения, которые тогда можно было заполучить практически за так[162 - Иван Егоров-Тисменко, «Не упуская момент: Российский конденсат восполнит спрос на высококачественную нефть в Европе», Rusenergy, 30 июня 2005 г. (архив автора). См. также: Резник, «Интервью».]. В 2000-е годы «Новатэк» добился успеха, продавая газ промышленным потребителям и экспортируя конденсат – легкую нефть, получаемую вместе с природным газом, – на нефтеперерабатывающие заводы в Европе, где за него давали хорошую цену, используя при этом новые технологии, чтобы добраться до богатых конденсатом пород. Михельсон, прирожденный предприниматель, начал планировать следующий шаг – выработку СПГ. Это привлекло внимание французской энергетической компании Total. В 2011 году под присмотром тогдашнего премьер-министра Владимира Путина Total подписала соглашение о покупке 12 % акций «Новатэка» и 20 % акций недавно созданной дочерней компании «Новатэка» «Ямал СПГ», базирующейся на полуострове Ямал[163 - Елена Мазнева, «Тотал сменит „Газпром“ в „Новатэке“», Ведомости, 3 марта 2011 г., https://www.vedomosti.ru/business/articles/2011/03/03/total_smenit_gazprom_v_novateke.].

Россия есть Россия, и «Новатэк» не смог бы достичь своего положения без мощной государственной поддержки и влиятельных спонсоров. С самого начала Михельсон проявил способность формировать политические союзы и обезвреживать потенциальных противников. В его пользу сыграло то, что на тот момент «Газпром», будучи еще государственной газовой монополией, не проявлял особого интереса к СПГ и продолжал концентрироваться на своем традиционном бизнесе – трубопроводном газе. Владимир Путин, который в начале своего президентства стремился сделать Газпром главной энергетической компанией в России[164 - В 2004 г. Путин пытался включить «Роснефть» в состав Газпрома. Этот эпизод описан в книге: Thane Gustafson, Wheel of Fortune: The Battle for Oil and Power in Russia (Cambridge, MA: Harvard University Press, 2012), pp. 338–351.], впоследствии изменил свое мнение и начал поддерживать Михельсона и «Новатэк» в качестве своего основного поставщика СПГ[165 - Михаил Крутихин, «Хозяева Арктики: Почему Путин и Total поверили в „Новатэк“ Михельсона и Тимченко», Forbes, 28 мая 2018 года, https://www.forbes.ru/milliardery/ 362219-hozyaeva-arktiki-pochemu-putin-i-total-poverili-v-novatek-mihelsona-i-timchenko. В январе 2018 г. Михельсон был включен в список Министерства финансов США CAATSA как один из тех, кто выигрывает от связей с высшими российскими должностными лицами.].

Идея Михельсона и его французского партнера заключалась в том, что СПГ с Ямала можно будет экспортировать как на восток, так и на запад – на запад, в Европу, зимой и на восток, в Азию, летом по Северному морскому пути через Северный Ледовитый океан при помощи атомных ледоколов. Это была смелая концепция, потому что путь на восток через Арктику никогда прежде не использовался для транспортировки СПГ[166 - «Ледовая установка: Для ямальского проекта СПГ разрабатывают концепции», Rusenergy, 13 мая 2010 г.; и «Быстро не получится: Проекту „Ямал СПГ“ не хватает газовых ресурсов и иностранных партнеров», Rusenergy, 29 сентября 2011 г. (архив автора).]. Тем не менее начиная с 2014 года благодаря партнерству между «Новатэк» и Total и активной поддержке российского правительства проект быстро и успешно развивался. В 2017 году на рынок Азии был отправлен первый танкер-газовоз, названный в честь покойного генерального директора Total Кристофа де Маржери, трагически погибшего в странной авиакатастрофе в Москве[167 - Dena Sholk, Mikhail Kuznetsov, and Matthew J. Sagers, NOVATEK's Yamal LNG: Russian «Mega» Project Remains on Track Despite Challenges (IHS Markit Strategic Report, January 2017).]