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].