Россия уже много лет без особого успеха пытается развивать проект Штокмановского газового месторождения, которое расположено 600 км к северу от Кольского полуострова. Проект подразумевал платформу в море, морской трубопровод, завод СПГ и экспортный терминал в районе Мурманска.
На протяжении 1990-х и первой половины 2000-х годов «Газпром» вёл с потенциальными европейскими партнёрами сложные переговоры, стремясь получить наиболее выгодные условия. Большое расстояние от берега, высокие широты, сложная ледовая обстановка — все это было серьезными вызовами проекта. Но уникальный размер месторождения, сравнимый лишь с гигантами Ямальского полуострова и месторождением South Pars/North Dome в Персидском заливе, делал его привлекательным. Особенно с учётом тогдашних прогнозов цен на американском рынке.
Окончательные договоренности по развитию проекта были достигнуты в начале 2008 года — накануне Великой рецессии, резкого падения цен на нефть и сланцевой революции в США, позволившей этой стране стать крупнейшим экспортером СПГ.
После резкого изменения рыночной конъюнктуры проект несколько раз откладывался, замораживался, но был окончательно отменен только в 2019 году. «Газпрому» и его партнерам ещё повезло, что они затянули фазу переговоров и так и не приступили к фазе реализации и не успели совершить крупные инвестиции, — в новых обстоятельствах окупить этот проект было бы сложно.
В 2008 году компания «Лукойл» запустила за полярным кругом в юго-восточной части Баренцева моря Варандейский терминал мощностью 240 тыс. баррелей в день. Благодаря этому начались отгрузки российской нефти по Северному морскому пути (СМП). Затем Россия реализовала в Баренцевом и Карском морях еще два нефтяных проекта: офшорную платформу «Приразломная», запущенную в 2013 году, и «Новый порт» — открытое еще в 1960-х годах на Ямальском полуострове месторождение, которое многие десятилетия не разрабатывалось из-за удаленности и нерентабельности схемы освоения с трубопроводным вывозом нефти.
У Варандейского терминала, «Приразломной» и «Нового порта» есть принципиальное отличие от проектов шельфа Норвегии, даже расположенных в высоких широтах. Из-за воздействия Гольфстрима в норвежских водах практически отсутствуют льды, а вот дальше на восток лед может стоять до шести месяцев в году, вывоз нефти возможен лишь в сопровождении ледоколов, а танкеры и морские сооружения должны быть устойчивы к воздействию льдов. Долгое время эти технические проблемы выглядели непреодолимыми, по крайней мере при разумном уровне затрат. Развитие технологий судостроения — в частности, появление ледокольных танкеров с гребными винтами в поворотных гондолах, которые можно использовать для размытия льда кавитационной струей, — накопление опыта организации перевозок в ледовый период и наличие крупного ледокольного флота (как атомного, так и традиционного) сделали возможным масштабирование арктической добычи.
В 2011–2013 годах цены на нефть снова превысили $100 за баррель, так что потенциальная полная себестоимость добычи в $80 за баррель или выше перестала выглядеть запретительно высокой. В эти годы «Роснефть», возглавляемая давним соратником президента Путина Игорем Сечиным, получила права на разведку и потенциальную разработку углеводородов практически во всей акватории Карского моря, с геологической точки зрения — продолжения Западно-Сибирской нефтеносной провинции. Компания давала понять иностранцам, что только партнерство с нею и предоставление ей возможности участвовать в проектах вне России будет открывать доступ к этому региону с миллиардами баррелей извлекаемых запасов.
На волне энтузиазма насчет перспектив Арктики «Роснефть» смогла сформировать несколько консорциумов. Одному из них, с участием ExxonMobil в качестве основного западного партнера, удалось довести дело до бурения поисковой скважины. Но это произошло в 2014 году, после воссоединения с Крымом и до сих пор спорной катастрофы MH17. Вскоре США ввели санкции, запрещающие участие американских компаний в российских арктических проектах, и консорциум даже не успел опробовать пробуренную скважину. ExxonMobil вышел из проекта.
После резкого падения цен в конце 2014 года проекты в Карском море потеряли экономический смысл. «Роснефть» запоздало объявила о крупном открытии и назвала месторождение с недоразведанными запасами «Победа», но продолжения эта деятельность не получила. Консорциумы, собранные для разведки в двух других частях Карского моря, развалились. «Победа» стала выглядеть пирровой.
Следующими крупными российскими энергетическими начинаниями в Арктике были два проекта СПГ, реализуемые в эстуарии реки Обь консорциумами во главе с «Новатэком»: запущенный в 2017-м «Ямал СПГ» и «Арктик СПГ 2» на противоположном берегу Обской губы. Второй был запущен в 2024-м, уже после начала полномасштабной войны в Украине и в обстановке небывалого санкционного давления на Россию.
Ямал — регион с крупнейшими в мире запасами газа. На протяжении десятилетий «Газпром» торгует этим газом по трубопроводам, и его еще хватит более чем на сто лет. Производство СПГ состоит в охлаждении газа до -160 °C, так что среднегодовая температура Ямала ниже -10 °C делает производство СПГ там значительно более эффективным, чем в жарком климате Персидского и Мексиканского заливов (со среднегодовыми температурами 28 °C и 21 °C). А перевозка от Ямала до Роттердама занимает 8–9 дней, в отличие от 14 дней из Луизианы. Эти факторы делают производство СПГ на Ямале крайне конкурентоспособным — при условии решения всех вопросов, связанных с арктической навигацией.
Перевозка сжиженного газа в Китай и Японию через Берингов пролив с точки зрения расстояния тоже крайне привлекательна — особенно по сравнению с дистанцией из Катара и США, — но включает в себя проход через моря Восточной Арктики со сложной ледовой обстановкой.
Так или иначе, «Новатэку» удалось организовать транспортировку газа как на европейский рынок, так и на азиатский. Причем положение посередине между ними крайне выгодно с коммерческой точки зрения: азиатский рынок преимущественно «летний», газ там потребляется в основном для генерации электроэнергии в целях кондиционирования и охлаждения, а европейский — «зимний», где пик спроса обеспечивается необходимостью отопления. Важно и то, что проход по СМП в восточном направлении летом проще и быстрее. Так что география и климат удачно сложились для этого проекта.
Для повышения эффективности транспортировки «Новатэк» создал две перегрузочные базы на восточной и западной оконечности СМП, на Кольском и Камчатском полуостровах. Это позволило использовать уникальные танкеры ледового класса для прохода по водам, где они действительно необходимы, а на свободных ото льда участках маршрутов задействовать традиционные танкеры. Такое решение удешевляет транспортную схему и позволяет обходиться меньшим числом специализированных судов.
На сегодняшний день у России в Арктике есть целый набор круглогодичных нефтегазовых проектов с отлаженными логистическими схемами и операционными подходами. Так, уже в рамках «Арктик СПГ 2» «Новатэк» внедрил технологию, ускоряющую и удешевляющую строительство заводов в удаленных регионах: произведенные в окрестностях Мурманска крупные блоки завода СПГ доставлялись в нужное место на понтонах, которые затем затапливались рядом с берегом и заполнялись грунтом, а модуль соединялся с остальными элементами завода. Таким образом возникал завод на искусственном полуострове, а основная масса рабочих и монтажников трудилась в окрестностях Мурманска, в обустроенном регионе с относительно (по сравнению с устьем Оби) мягким климатом.
Но при этом длинный список оборудования, необходимого для создания завода СПГ или ледостойкого причального устройства для отгрузки нефти, в России не производится, и для российских компаний в обстановке санкций получить это оборудование крайне затруднительно. Некоторые элементы, такие как турбинные приводы электрогенераторов, близкие по конструкции к авиационным двигателям, имеют ограниченный ресурс, после чего они подлежат замене, а до того замене подлежат лопатки их турбин, так что проблемы с закупкой оборудования оказываются не разовыми, а постоянными. Суда для работы в Арктике — нефтяные и газовые танкеры, ледоколы с неатомной силовой установкой, суда обслуживания и портовой работы ледового класса — строятся по российским проектам, но на верфях в Корее и Финляндии.
На выручку мог бы прийти Китай, который развивает технологии и мощности строительства судов арктического класса, но некоторые ключевые технологии все ещё необходимо лицензировать у европейских, американских и японских поставщиков.
Ведущие китайские судостроители вынуждены выбирать между поставками российским заказчикам с риском оказаться под санкциями США и сохранением возможности работы на рынках остального мира. До 2022 года основные российские нефтегазовые компании планировали двигаться на восток — от Оби к Енисею и дальше вдоль арктического побережья. Там не было крупных открытых запасов нефти и газа, но геология региона позволяла надеяться на крупные открытия в ходе поисковых работ.
До тех пор их геологоразведка там не велась, так как считалось невозможным или нерентабельным организовать вывоз углеводородов в коммерческих масштабах из Центральной Арктики. Успешная работа в течение десятилетия проектов в бассейнах Баренцева и Карского морей открыла такую возможность. Российские компании предполагали: постепенное снижение добычи в месторождениях Волго-Уральского и Западно-Сибирского регионов будет компенсироваться за счет новых проектов арктического побережья.
Начало СВО эти планы перечеркнуло. Каждый из подобных проектов требует долгосрочных вложений капитала, ставшего слишком дорогим в России, мобилизации значительных трудовых ресурсов, а также свободного доступа к импортному оборудованию и международным подрядчикам и поставщикам. Всё это оказалось недоступно.
Единственный «живой» проект в регионе — это проект компании «Роснефть» «Восток Ойл», обещающий добычу 500 тыс. баррелей в день в ближайшее время и до 2 млн баррелей к 2030 году. На практике пока смысл проекта сводится к строительству «Роснефтью» трубопровода к арктическому побережью от кластера существующих проектов — «Ванкор», «Сузун», «Тагул», «Лодочное». А добыча в рамках «Восток Ойл» (по крайней мере, если мы говорим о первой очереди) — это «двойной счет», переписывание на него добычи уже работающих месторождений. Прирост на 1,5 млн баррелей в день требовал бы строительства новых значительных мощностей по подготовке нефти, а также бурения десятков, если не сотен скважин. Активность такого уровня на проекте сейчас не ведется. Скорее всего, «Роснефть» переведет транспортировку нефти Ванкорского кластера с отправки по системе «Транснефти» через балтийские и черноморские порты на отправку через порт в Карском море.
Кроме того, в России стали обсуждать проект строительства трубопровода в Мурманск, смысл которого — в создании резервного маршрута транспортировки нефти в обход «бутылочных горлышек» турецких и датских проливов. Крупная экспортная точка на Кольском полуострове важна, учитывая санкционное давление на механизмы перевозки российской нефти, а также попытки заставить работать ценовой потолок на нее (например, противодействие навигации по Балтике судов, помогающих российским компаниям не подчиняться этому режиму). Мурманск хоть и расположен на Северном Ледовитом океане, является незамерзающим портом. Так что для вывоза нефти из него можно пользоваться обычными танкерами без специальной ледовой классификации.