Игорь Сечин, генеральный директор и председатель правления «Роснефти», российской государственной нефтяной компании – на сегодняшний день самый могущественный человек в российской нефтяной отрасли[97]. Тем не менее по образованию он не нефтяник, а лингвист. В Ленинградском государственном университете (как он тогда назывался) Сечин изучал португальский и французский языки, на которых он свободно говорит. Отслужив в португальской Африке в 1980-х годах, Сечин вернулся в Ленинград, где встретился с Владимиром Путиным. Рассказывают, что, когда Путин в 1990 году в составе делегации ленинградских властей посещал с дружеским визитом Бразилию, Сечин был переводчиком. Они быстро нашли общий язык и, по возвращении домой, Путин предложил Сечину работу. Остальное уже история. В течение следующих тридцати лет Игорь Сечин был ближайшим помощником и соратником Путина, и связь между ними, хотя и омрачалась иногда различными трениями, уже не разрывалась[98]. В конце 1990-х оба изучали экономику энергетического сектора, защитив кандидатские диссертации (эквивалент PhD в США) в Санкт-Петербургском горном институте[99]. Таким образом, Сечин достаточно осведомлен в вопросах энергетики и за время своего пребывания в Кремле отвечал за различные аспекты энергетической политики Путина.
Голос Сечина – один из самых влиятельных и в российской климатической политике. Взгляды Сечина на нефть и изменение климата в высшей степени консервативны и в целом совпадают с позицией самого Путина, анализируемой в главе 1. Мировой спрос на нефть, утверждает Сечин, будет оставаться стабильным в течение долгого времени; несмотря на то что доля нефти в спросе на первичную энергию может снизиться, абсолютное потребление нефти увеличится к 2040 году на 10 %, а в Азии – на 20 %, особенно за счет Индии, благодаря росту населения и повышению уровня жизни. Принудительное «позеленение» энергетики, предупреждает Сечин, дорого обойдется миру, и, хотя он призывает к сбалансированному подходу, очевидно, что для него «баланс» означает прежде всего то, что «Роснефти» не нужно торопиться отказываться от углеводородного сырья в рамках усилий по осуществлению энергетического перехода. Лучшая защита – это монетизация ее огромных резервов; на практике это означает «полный вперед» для нефти[100].
Взгляды Сечина ставят его на противоположный полюс по отношению ко все более «зеленеющим» международным нефтяным компаниям, в особенности к партнеру и миноритарному акционеру «Роснефти», компании BP. При новом генеральном директоре Бернарде Луни ВР решительно придерживается концепции «быстрого перехода» и основывает свою долгосрочную стратегию на радикальном отказе от углеводородов в пользу возобновляемых источников энергии[101]. Ни у Сечина, ни у Путина нет таких планов.
Однако между двумя этими людьми существует важное различие в тактике, и оно ярко проявилось в решении России в 2016 году порвать со своей давней политикой и сформировать альянс с Саудовской Аравией и ее партнерами по ОПЕК, так называемой группой ОПЕК+, чтобы ограничить добычу и сохранить высокие цены на нефть[102]. Сечин, напротив, неоднократно публично выступал против любых ограничений на добычу нефти в России и вместо этого призывал к наращиванию экспорта даже за счет более низких цен на нефть[103]. Однако, несмотря на недовольство Сечина, Россия до сих пор сохраняет этот альянс. Ниже мы рассмотрим это подробнее.
В этой главе я исследую будущее российской нефти и российской нефтяной промышленности в эпоху изменения климата. Это самый важный вопрос, который нужно задать, размышляя о будущем развитии России в целом. Погоду в России делает нефть. Но что сделает погода – изменение климата – с будущим нефти?
Накануне пандемии COVID-19 будущее нефти стало предметом все более горячих споров по всему миру. По сути, это была битва между двумя нарративами. Как говорилось во введении, первый нарратив – это медленный энергетический переход; второй предусматривает намного более быстрые действия. Нарратив медленного перехода был общепринятой точкой зрения, обоснование которой строилось главным образом вокруг экономических факторов. Что касается конкретно нефти, то западные энергетические компании и большинство консалтинговых фирм сходились на одной и той же базовой картине: спрос на нефть, после периода сильного роста в течение следующих двух десятилетий, достигнет пика в 2030-х или начале 2040-х годов, а затем начнется долгое, но медленное снижение. Тем не менее на нефть и газ вместе к середине века будет приходиться примерно половина общего спроса на энергию. Использование возобновляемых источников энергии резко возрастет, но их доля в мировом спросе по-прежнему будет составлять в лучшем случае лишь 15 %. Крупным победителем станет газ (см. главу 3); к 2050 году его доля либо превзойдет долю нефти, либо приблизится к ней. Крупным проигравшим будет, по общему мнению, уголь.
Первый нарратив нес с собой две ключевые идеи. Первая состояла в том, что пик спроса на нефть приближается, что само по себе было важным изменением отраслевого подхода по сравнению с тем, что было десятью годами ранее. Но второй момент заключался в том, что абсолютный объем нефти, который будет потреблен в мире в середине века, будет даже больше, чем сегодня; только в последующие десятилетия он начнет медленно опускаться ниже нынешнего уровня. К 2030 году спрос на нефть и ее добыча могут возрасти до 114–117 миллионов баррелей в сутки по сравнению с примерно 98 миллионами баррелей в сутки в 2019 году, что означает чистый прирост почти на 20 миллионов баррелей в сутки[104]. Иными словами, казалось, что век нефти начинает закатываться, но сумерки ожидались долгие[105].
Сценарии планирования нефтяных компаний указывали на два основных источника роста спроса на жидкие углеводороды: транспорт и нефтехимия. В 2019 году BP подсчитала, что, несмотря на повышение эффективности и численности электромобилей, потребность в энергии для транспорта, большая часть которой удовлетворяется за счет нефти, к 2040 году вырастет на 20 %; ExxonMobil оценивал рост в 25 %. Но транспорт больше не будет основным драйвером этого роста. И BP, и ExxonMobil прогнозировали, что около половины чистого прироста мирового спроса на жидкие углеводороды будет приходиться на нефтехимический сектор. И будущее этого спроса будет все больше за пластмассами[106].
Но второй нарратив, в котором экономические факторы затмеваются тревогой по поводу изменения климата и связанными с ней политическими амбициями, в последние несколько лет становится все более влиятельным даже в некоторых нефтяных компаниях. В этой версии отказ от ископаемого топлива произойдет намного быстрее и раньше, чем это предусматривалось первым нарративом. Сценарии быстрого перехода указывают на мощные силы перемен – прежде всего технологические, но также финансовые и политические, – которые определяют беспрецедентную в человеческой истории скорость внедрения новых энергетических технологий[107]. Нарратив медленного перехода фокусируется на накопленных мощностях существующих энергетических структур и тем самым на их инерции и сопротивлении изменениям, тогда как второй сосредоточивает внимание на пограничной динамике, в частности на меняющемся поведении игроков, особенно инвесторов. Неудивительно, что энергетическая отрасль тяготеет к первому, в то время как финансовые аналитики и инвестиционный сектор, включая растущее число таких организаций, как пенсионные фонды, склоняются ко второму[108].
В этой дискуссии изменение климата является лишь одним из множества вопросов. В Азии противодействие ископаемому топливу вызывается в первую очередь озабоченностью загрязнением и его влиянием на здоровье населения, а не выбросами CO2 или идеями об изменении климата. В Европе, однако, тревога по поводу изменения климата все чаще становится самой сильной движущей силой энергетической политики и ведет к ужесточению государственной политики под лозунгом декарбонизации. В США ключевые штаты, такие как Калифорния, также продвигали декарбонизацию, в то время как федеральное правительство при Трампе отступало. Но ключевым изменением стало отношение финансового сообщества. Изменение климата стало частью комплекса лозунгов, именуемого ESG – экология, общество, управление, – к которому взывают инвестиционные институты и активные акционеры в ширящейся войне нервов с менеджерами корпораций. Даже сейчас, в разгар пандемии, на собраниях акционеров и в правлениях корпораций продолжается битва между первым и вторым нарративами. Многие энергетические компании меняют свои инвестиционные стратегии, в основном в сторону второго нарратива, хотя трудно сказать, в какой степени это подлинное изменение взглядов, а в какой – вынужденная реакция на растущие убытки и падение цен акций[109].
Что может произойти с этими двумя нарративами в последующие годы, после завершения пандемии COVID-19? Оба нарратива будут ослаблены, и возможно появление третьего нарратива, который можно было бы назвать «медленнее и дольше». Сейчас, когда я пишу эти строки, пандемия грозит свести на нет прирост ВВП, полученный за последние десять лет. Международная торговля и инвестиции, которые так по-настоящему и не восстановились до уровня, достигнутого перед Великой рецессией 2008–2009 годов, вполне могут стагнировать все 2020-е годы и, возможно, позже. В энергетическом секторе общий эффект будет заключаться в замедлении энергетического перехода от ископаемых видов топлива, особенно от нефти и угля. Силы, которые подталкивали к изменениям на передовом крае (такие как инвестиции в производство электромобилей или в возобновляемые источники энергии), могут ослабнуть, в то время как срок службы существующих капитальных ресурсов может быть продлен (например, при замене старых автомобилей или инвестициях в новые здания). Опасения по поводу энергетической безопасности могут усилить тенденцию к инвестированию во внутренние ресурсы. В частности, новую жизнь может получить уголь. Тем не менее, как это ни парадоксально, сценарий «медленнее и дольше» может также привести к снижению спроса на нефть из-за общего замедления роста ВВП и общего снижения благосостояния, которые являются двумя основными движущими силами в первом нарративе. Кроме того, изменения в характере труда могут привести к снижению потребления нефти транспортом, ее самым большим потребителем. Более того, последние сценарии нефтяных компаний, особенно в Европе, предполагают, что пик спроса на нефть наступит раньше. По данным BP, пик спроса на нефть, возможно, уже наступил[110].
Сегодня в мире стали с подозрением относиться к разговорам о «пике нефти». Не так давно «пик нефти» означал «пик предложения нефти». Мировой рынок нефти раздулся в пузырь высоких цен, который просуществовал десять лет, пока не лопнул в 2007–2008 годах и снова не сдулся в 2013–2014 и 2020–2021 годах. Это важный урок: все «аксиомы», лежащие в основе идеи о пиковом предложении нефти, снова присутствуют в истории о «пиковом спросе на нефть», только с обратным знаком. Нефть не заканчивается; она (предположительно) находится в постоянном переизбытке. Китай больше не будет толкать рынок вверх; его рост замедляется. Саудовская Аравия имеет незаявленные избыточные мощности и не может позволить себе надолго сокращать добычу. Но главное, завтра мир больше не будет нуждаться в таком количестве нефти, как сегодня, благодаря электромобилям и обещаниям политиков, что они сведут чистую эмиссию углерода к нулю. Завтрашняя нефть останется в земле.
В этой главе я не буду пытаться предсказать, какие из этих многочисленных прогнозов сбудутся и в какой степени. Для этого пришлось бы проводить полномасштабный анализ всех сценариев, а это задача, которая выходит за рамки книги и которая в любом случае была бы преждевременной. Вместо этого я намереваюсь сосредоточиться здесь на том, как эти глобальные нарративы взаимодействуют с российской нефтяной политикой и работой нефтяной отрасли. Как мы увидим, стратеги в российских компаниях и министерствах, так же как и растущее число российских аналитических центров, в курсе этих нарративов и их возможных последствий для России. Это растущее осознание приходит на фоне все более серьезных споров по поводу тревожных тенденций в самом российском нефтяном секторе. Что принесет «пиковый спрос на нефть» России?
Сначала несколько слов о том, что поставлено на карту. Экспорт нефти, с огромным отрывом, является крупнейшим источником экспортных доходов России, которые, в свою очередь, составляют основу доходов российского правительства. В 2019 году, последнем «нормальном» году перед пандемией, доходы от экспорта нефти в размере около 188 миллиардов долларов составили 44 % всего российского экспорта[111], намного опережая другие виды экспорта. Вместе с экспортом газа, который принес в том же году еще 49,5 миллиарда долларов, экспорт углеводородов составил в сумме 237,8 миллиарда долларов, или 56 % экспортных доходов России. Доходы от нефти и газа (включая небольшую часть внутренних налогов) составили 39 % федерального бюджета[112]. Эти цифры крайне чувствительны к мировым ценам. Так, в 2016-м, когда мировые цены на нефть и газ резко упали, доходы от углеводородов в федеральный бюджет сократились на две трети по сравнению с тем, что было двумя годами ранее[113]. В 2020 году, когда цены снова упали, удар по федеральным доходам был еще более серьезным[114].
Отсюда ясно, что самым важным вопросом для будущего России в эпоху изменения климата являются перспективы добычи и экспорта углеводородов. В этой главе мы посмотрим на то, как обстоят дела с нефтью; в главе 3 займемся газом.
Нефть была одним из главных приоритетов советской административно-командной экономики с 1960-х годов, а к середине 1980-х годов, накануне распада, СССР стал крупнейшим производителем нефти в мире[115]. Но он также был одним из самых расточительных и неэффективных производителей, а постсоветская нефтяная промышленность получила в наследство находящиеся в плохом состоянии месторождения и разрушительные методы добычи. Эти проблемы в сочетании с хаосом постсоветской приватизации привели в 1990-е годы к падению добычи нефти вдвое. Однако эта ситуация открывала и новые возможности, поскольку советская эпоха оставила большое количество разведанных, но неразработанных запасов. По мере стабилизации страны и отрасли в начале 2000-х годов последовало быстрое восстановление нефтедобычи, и добыча продолжала неуклонно расти в течение следующих двух десятилетий. В 2018 году добыча нефти в России, наконец, побила исторический рекорд, установленный в советское время, достигнув 556 миллионов тонн, или 11,1 миллионов баррелей в сутки[116].
В 1990-х годах советская нефтяная промышленность рассыпалась на части, которые оказались брошены на произвол судьбы. Они быстро стали объектами ожесточенной борьбы между инсайдерами и аутсайдерами. В результате образовался совершенно новый расклад. Самые лакомые куски были приватизированы под именами, которые в то время ненадолго стали общеизвестными, такими как ЮКОС, «Сибнефть», ЛУКОЙЛ и «Сургутнефтегаз». Российское правительство получило наименее привлекательные остатки, по сути, шлюпки с затонувшего советского корабля, которые оно собрало в государственную компанию под названием «Роснефть». При Путине последовали новые сражения, поскольку Путин перешел к повторной централизации отрасли под контролем государства. «Сибнефть» была приобретена Газпромом, хотя внутри газового гиганта остается в значительной степени автономной структурой. ЮКОС после посадки его генерального директора Михаила Ходорковского, был поглощен «Роснефтью». ЛУКОЙЛ и «Сургутнефтегаз», приватизированные инсайдерами советских времен, являются крупнейшими оставшимися частными компаниями, наряду с горсткой преимущественно региональных производителей, таких как «Татнефть», базирующаяся в Татарстане. В целом с большим отрывом доминирует возглавляемая Сечиным и имеющая твердую поддержку Путина «Роснефть», на долю которой приходится 38 % общего объема добычи[117]. На сегодняшний день российская нефтяная сцена в значительной степени установилась, хотя впереди могут ждать дальнейшие битвы, когда основатели оставшихся частных компаний отойдут от дел или когда в итоге уйдет Путин[118].
Однако, несмотря на все перемены, произошедшие за последние тридцать лет, российская нефтяная промышленность по-прежнему в значительной степени опирается на инфраструктуру и ресурсы советской эпохи, прежде всего на обширные нефтяные месторождения Западной Сибири. Сегодня Западная Сибирь остается основной опорой российской нефтедобычи, обеспечив в 2017 году 57 % объема добычи нефти в России[119].
Но основные западносибирские месторождения сокращают добычу в течение уже десяти лет[120]. Наступление изменения климата пришлось на то время, когда российская нефтяная промышленность стоит на пороге окончания долгой эры Западной Сибири. Но новых крупных нефтегазоносных провинций, которые могли бы занять ее место в хотя бы отдаленно тех же масштабах, пока не обнаружено, и никаких фундаментальных технологических прорывов, таких как нетрадиционная трудноизвлекаемая нефть, которые изменили бы картину, не произошло. Шельфовая арктическая нефть слишком дорога, чтобы инвестировать в нее при нынешних ценах, и в любом случае у российской промышленности нет технологий для ее разведки или разработки. Большая часть иностранных технологий, которые могли бы использоваться на арктических шельфах, в настоящее время находится под западными санкциями, конца которым не видно. По крайней мере в течение следующих двух десятилетий у нефтяной промышленности не будет другого выбора, кроме как интенсифицировать свои усилия в Западной Сибири, делая все возможное, чтобы сдержать тамошний спад. Но к середине века западносибирская нефть будет быстро сходить на нет.
В моей предыдущей книге о российской нефти, «Колесо фортуны»[121], я предложил различать «три цвета» нефти в качестве удобного способа осмысления архитектуры российской нефти. «Бурая» нефть – это нефть из действующих месторождений, в основном из Западной Сибири и, во вторую очередь, из Волго-Уральского и Тимано-Печорского регионов. «Зеленая» нефть добывается с новых месторождений, как на периферии освоенных территорий, так и в новых нефтегазоносных провинциях, таких как Восточная Сибирь. «Голубая» нефть – это шельфовая нефть, в первую очередь из глубоководных месторождений в Арктике, но также из мелководных шельфовых районов вдоль береговой линии Северного Ледовитого океана.
Десять лет спустя эта схема остается полезной, особенно для отслеживания изменений, которые произошли за это десятилетие. «Бурая» нефть поступает в основном из так называемых зрелых месторождений, на которых уже выработана половина первоначальных запасов. Многие из них действовали еще в советский период; в 2008 году на долю таких «унаследованных» месторождений по-прежнему приходилось 60 % российской добычи нефти. Но уже тогда добыча на них снижалась, и падение продолжается, несмотря на интенсивные усилия отрасли по поддержанию прежнего уровня. Это означает более высокие затраты. Например, каждый год, чтобы поддерживать давление в скважинах, операторы закачивают в месторождения «бурой» нефти целую сибирскую реку воды – метод, известный как «заводнение пластов» (известная шутка состоит в том, что российские нефтяные компании являются крупнейшими водоснабжающими организациями в Европе). Это означает, что они также являются одними из основных потребителей электроэнергии, необходимой для перекачки воды. Тем не менее это отступление неумолимо; с каждым годом так называемая обводненность (отношение воды к нефти в жидкости, поднимающейся из скважины) увеличивается, а количество потребляемой электроэнергии на тонну нефти неуклонно растет. Но даже с учетом этого российские зрелые месторождения представляют собой одни из самых дешевых источников нефти в мире за пределами Саудовской Аравии, и они остаются опорой российской промышленности.
Новое происходит на периферии. Большая часть чистого прироста добычи нефти за последнее десятилетие была обеспечена за счет «зеленых» месторождений – новых месторождений, разработанных уже в постсоветское время. Особенно ярко это проявилось в 2014–2016 годах, когда нефтяная отрасль пострадала от санкций и снижения цен на нефть. За этот период добыча нефти с новых месторождений увеличилась примерно на три четверти, компенсировав спад на старых[122]. Однако большая часть прироста была результатом инвестиций, сделанных до 2012 года, когда цены были высокими, капитал – в изобилии, а санкции еще не были наложены.
Сегодня инвестиционная среда намного сложнее: цены на нефть ниже, капитала меньше, а санкции бьют по ключевым видам деятельности. В ближайшие годы эти сложности лишь усилятся. Перед российской нефтяной отраслью будет стоять двоякая задача: поддержать уровень добычи на старых месторождениях и одновременно наращивать добычу на новых, несмотря на их более высокую стоимость. Новые месторождения внесут свой скромный вклад, но общую тенденцию будет определять арьергардная битва на старых. Между тем вклад «голубых» месторождений будет незначительным или нулевым[123].
В какой мере российское правительство и нефтяные компании разделяют этот взгляд и какие меры принимают в ответ? Как мы увидим в оставшейся части этой главы, российская нефтяная политика парализована противоречиями. Яркой иллюстрацией является запутанная история проекта «Энергетической стратегии до 2035 года», в конечном счете одобренного правительством в июне 2020 года, после пятилетней задержки, вызванной многочисленными разногласиями между министерствами и сопротивлением со стороны нефтяных компаний[124]. В документе отражены взгляды тогдашнего министра Александра Новака, бывшего заместителя министра финансов, и его заместителя Павла Сорокина, специалиста по международным энергетическим финансам. Через таких игроков – специалистов по финансам, а не обычных нефтяников – новые взгляды начали понемногу проникать в мир российской нефти, но столкнулись с резким противодействием[125].
«Энергетическая стратегия» была сигналом тревоги, исходящим от Министерства энергетики и адресованным правительству и отрасли. Явно задуманная как предупреждение об опасности, «Энергетическая стратегия» примечательна своим пессимизмом. В частности, она исходит из нарратива о «пике глобального спроса на нефть»; в ней прогнозируется, что рост спроса на нефть замедлится после 2025 года и достигнет пика до 2030 года, отчасти из-за распространения возобновляемых источников энергии, но также из-за повышения эффективности потребления нефти в мире. В результате Россия столкнется с гораздо более сложной экспортной конъюнктурой.
Но главная ее идея касается добычи нефти в самой России[126]. По данным министерства, нефтяная отрасль в России стоит перед реальной угрозой снижения добычи. Основных проблем две: низкий уровень финансирования геологоразведки, в результате чего в последние десять лет разведочное бурение сократилось; и недостаточный технологический уровень, что отчасти является следствием санкций, но также и давней сильной зависимости нефтяной промышленности от импортного оборудования и сервисов[127]. Если эти проблемы не будут решены, к 2035 году добыча нефти может упасть с нынешнего уровня 560 миллионов тонн (11 миллионов баррелей в сутки) до 490 миллионов тонн (9,8 миллиона баррелей в сутки).
За этими цифрами стоит неуклонное ухудшение состояния российских скважин и снижение качества запасов. Перспективы на будущее выглядят крайне малообещающе: «практически» не предвидится новых крупных открытий и «чрезвычайно мало» – более мелких рентабельных месторождений. Качество существующих запасов также снизилось; большую часть доступного для освоения фонда составляют так называемые ТРИЗ – трудноизвлекаемые запасы – с высокими затратами на разработку и низкой доходностью. Доля ТРИЗ быстро растет, но крупные компании, как правило, уделяют этим месторождениям меньше внимания, и в результате за последнее десятилетие объем добычи ТРИЗ вырос всего на 6 миллионов тонн, достигнув 38 миллионов тонн в 2018 году, или менее 7 % от общего объема производства.
«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]. 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]. Последняя распадается на три вида мер: технологические, фискальные и дипломатические.
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].
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].
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].
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]. 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].
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].
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].
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]. 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]. 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], 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].
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]. 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].
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 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.
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]. 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.
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]. 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]. 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].
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.
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].
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].
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]. 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.
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]. 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]. 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]. 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.
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], 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]. 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]. 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.