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:

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.