Наиболее подготовленным регионом к освоению углеводородных ресурсов Арктики считается Ямальский АТПК (Ямало-Ненецкий автономный округ). Во многом это обусловлено советским наследием: как только в Тюменской области (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция) начались открытия уникальных месторождений (1960-е гг. и позднее), государство направило сюда основные средства на геологоразведочные работы (ГРР), а в 1970–1980-е гг. – на создание Западно-Сибирского нефтегазового комплекса. Но в итоге Камчатка, Сахалин, Якутия, Магаданская область, Восточная Сибирь в целом оказались обделены. Как бы там ни было, основой развития ЯНАО являются огромные запасы природного газа ЗСНГП, открытые в советское время. Здесь усилиями всей страны был создан крупнейший в мире газодобывающий центр. Кроме того, Ямал в начале 2010-х гг. рассматривался правительством и Президентом РФ как трамплин для реализации мегапроекта «Урал промышленный – Урал Полярный». Проект признавался властью как самый привлекательный и многообещающий стратегический план России.

Гигантские месторождения газа обнаружены как на суше, так и на шельфе полуострова Ямал. Они расположены севернее Полярного круга, в Гыданской, Ямальской и Енисей-Хатангской нефтегазоносных областях (НГО), в акватории Карского моря. В Ямальской НГО на начало 2017 г. было открыто 30 месторождений углеводородного сырья, в том числе 26 – на полуострове Ямал, два – на Гыданском п-ве (Салмановское и Штормовое) и два – в Обской губе. Ряд наземных месторождений имеют продолжения в губах и на шельфе. Суммарные извлекаемые запасы Ямальской НГО составляют более 16 трлн куб. м, конденсата – 473 млн т, нефти – 365,1 млн т. Крупнейшими на полуострове Ямал являются Бованенковское (4,5 трлн куб. м), Харасавэйское (2 трлн куб. м) и Крузенштернское (1,6 трлн куб. м) месторождения. Лицензии на их разработку принадлежат ОАО «Газпром добыча Надым»[611].

В настоящее время ЯНАО, по сути, является плацдармом для развития отечественной АЗ. Здесь реализуются или намечены к реализации 43 из 145 проектов, которые в качестве приоритетных утвердила Государственная комиссия по развитию Арктики[612]. Поэтому освоение Тюменского сектора АЗ рассматривается как важный этап в развитии не только Арктики, но и экономики России в целом. Газовая отрасль ЯНАО может стать и катализатором развития отечественного машиностроения. В зависимости от спроса на внутреннем и мировом рынках в регионе ежегодно добывается до 600 млрд куб. м газа – свыше 90 % всей добычи природного газа в РФ. Благодаря разработке уникальных месторождений округ стал лидером производства в отечественной Арктике. В 2017 г., по данным Росстата, в обороте организаций АЗРФ около 60 % составила продукция предприятий ЯНАО[613].

В 2012 г. на полуострове Ямал началась эксплуатация Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения (БНГКМ). Выход на проектный уровень в 115 млрд куб. м в год предусмотрен к 2022 г. Далее планируется ввод в разработку Харасавэйского и Крузенштернского месторождений. Подготовленные запасы позволяют прогнозировать ежегодную добычу в 300 млрд куб. м на протяжении 50–70 лет[614]. Это превращает полуостров в крупнейшую НГО РФ. Инвестиции в БНГКМ уже исчисляются триллионами рублей. Только газопровод Бованенково – Ухта с учетом 9 компрессорных станций (КС) обошелся казне почти в 1 трлн руб. (в ценах 2008 г.). Это дороже более северного трубопроводного проекта «BP», «ConocoPhillips» и «Denali» на Аляске[615]. В связи с этим один из организаторов блочного метода строительства на Севере И. Шаповалов задается вопросом: если бы за основу освоения Ямала взяли прошедший испытание временем тюменский блочно-комплектный метод (БКМ) строительства, сколько бы «Газпром» и государство сэкономили на расходах?[616] Но на БНГКМ, в отличие от Ямбурга, все завозили россыпью.

На территории ЯНАО реализуется ряд крупномасштабных проектов, имеющих для страны стратегическое значение. Во-первых, центр по производству сжиженного природного газа (СПГ) на полуострове Ямал (проектная мощность – 16,5 млн т ежегодно). Завод будет действовать на ресурсной базе Южно-Тамбейского месторождения (проект «Ямал СПГ»). Оператор проекта – ОАО «Ямал СПГ», акционеры – компании «НОВАТЭК» (50,1 %), Total (20 %), CNPC (20 %) и Фонд Шелкового пути (9,9 %). Производство СПГ началось в 2017 г. Следующий проект «НОВАТЭК» – «Арктик СПГ 2» (с той же мощностью – 16,5 млн т в год) – будет реализован на другой стороне Обской губы, на полуострове Гыдан. Ввод планируется в 2022–2025 гг.[617]

Пока доля РФ в мировой торговле СПГ – 4,5 % (8-е место в мире). С выходом на проектную мощность Ямальский завод будет давать ⅓ всего объема российского СПГ (вместе с проектами на Сахалине и Штокманом – около 45 млн т), что покроет значительную долю мирового спроса[618]. Географическое положение «Ямал СПГ» позволяет ему, в отличие от других СПГ-проектов, ориентированных на страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), снабжать газом и Азию, и Европу, и Северную Америку. СПГ будет обладать очевидными преимуществами перед трубным газом – отсутствием зависимости от стран-транзитеров, снятием претензий Третьего энергетического пакета ЕС относительно трубопроводных поставок, маркетинговой гибкостью и выходом на новые рынки.

В соответствии с проектом «Ямал СПГ», в июле 2012 г. началась реализация другого мегапроекта – строительство морского порта Сабетта, которое расценивается экспертами как начало возрождения СМП. Порт находится в северо-восточной части полуострова Ямал, на западном берегу Обской губы, в 5 км к северо-востоку от вахтового поселка Сабетта, служившего перевалочной базой для газовиков еще во времена СССР. Ямальский порт будет обеспечивать круглогодичные поставки СПГ по Северному морскому пути на рынки Европы, США и стран АТР. Предполагается использовать четыре ледокола и 20 судов вместимостью 140–160 тыс. куб. м газа[619]. Первое судно из Сабетты в Европу с продукцией Ямальского завода СПГ отправлено в 2017 г.

Учитывая уникальное расположение морского порта – самый центр российской Арктики – было бы нерационально использовать Сабетту только как монопорт для транспорта СПГ. Поэтому для раскрытия потенциала нового порта был запланирован третий по счету масштабный инфраструктурный проект – «Северный широтный ход (СШХ)». СШХ – проектируемая железнодорожная магистраль в Ямало-Ненецком автономном округе протяженностью 707 километров по маршруту Обская – Салехард – Надым – Новый Уренгой – Коротчаево, которая должна связать западную и восточную части автономного округа. Проект реализуется совместно силами правительства России, правительства ЯНАО, ПАО «Газпром», ОАО «РЖД» и АО «Корпорация развития». Маршрут «Станция «Обская-2» – «Салехард» – «Надым» – «Пангоды» – «Новый Уренгой» – «Коротчаево» должен разгрузить ветку Транссибирской магистрали «Н. Уренгой – Сургут – Тобольск – Тюмень», которая сейчас перегружена.

Опорный «каркас» расселения Севера, сложившийся в советский период, демонстрирует фрагментированность своей структуры. Поэтому артерии северного транспортного коридора призваны непосредственно связать целый ряд узловых элементов каркаса. Предполагается соединить Свердловскую и Северную железные дороги[620]. К 2023 г. должно быть закончено сооружение железной дороги Бованенково – Сабетта протяженностью 169,5 км[621]. Она станет продолжением Северного широтного хода и через порт Сабетта выйдет на СМП. Тем самым будет обеспечен доступ единой транспортной системы России к инфраструктуре Арктики.

Транспортный коридор предусматривает восстановление брошенной в 1953 г. дороги Лабытнанги – Салехард – Игарка. Предполагается продолжить ее на Норильск и далее – до порта Хатанга. От Игарки возможно продолжение трассы через Мирный и Якутск на Магадан, на Камчатку и Чукотку. Этот коридор планируется сооружать участками, по мере актуализации потребностей в ресурсах и (или) геополитических задач страны. Первоочередным является участок Салехард – Игарка, позволяющий значительно расширить возможности добычи углеводородов и расширить территории поиска новых месторождений в перспективной части Западной Сибири, пока не имеющей транспортной инфраструктуры.

Этот участок железной дороги включен в стратегию развития РЖД на период до 2030 г.[622]

Для того, чтобы исполнению планов не помешали неблагоприятные факторы, связанные с кризисом (падение цен на углеводороды, снижение инвестиций в ведущие отрасли экономики АО, колебания спроса на нефть и газ), предусмотрено два сценария развития нефтегазодобычи – инерционный и активный. В первом главная роль отводится полуострову Ямал, Тазовскому району и староосвоенным залежам Надым-Пур-Тазовского междуречья. Такой вариант не потребует существенного развития социальной инфраструктуры, так как разработкой природных ресурсов займутся в основном вахтовики. Второй сценарий предусматривает дальнейшее продвижение на континентальный шельф северных морей и на восток ЯНАО. Судя по траектории развития страны, более вероятен первый вариант.

Тыловым районом продвижения в высокие широты остается Тюмень, ставшая научным и административным центром ЗСНГК в 1960–1980-е гг. В свою очередь, бурное развитие северных округов области (ХМАО, ЯНАО) оказывает не менее существенное влияние на юг региона. Мультипликативный эффект нефтегазовых проектов – в увеличении объемов производства машиностроения, металлургии, нефтепереработки, стройиндустрии и других отраслей экономики. На юге области сформирован нефтегазосервисный сектор (НГС), в который входят заводы «Нефтемаш», «Сибнефтемаш», «ГазТурбоСервис», «Электрон», «Halliburton», «Schlumberger» и «Baker Hughes». Опыт Тюмени подтверждает слова академика Е.П. Велихова о том, что «самые продвинутые научные исследования нам пока что дает топливно-энергетический комплекс. И никуда от этого факта не деться»[623]. К сожалению, основная часть машин и оборудования завозится на Север из-за пределов региона и страны. Тюменские машиностроители выпускают продукции на 16,4 млрд руб., а потребность нефтегазовых компаний намного выше – ежегодно они закупают для своих нужд машин и оборудования на 325 млрд рублей. При этом 95 % инженерного программного обеспечения – зарубежное, 90 % специальных судов, 80 % катализаторов, свыше 60 % нефтегазового оборудования – импортные[624].

С началом реализация северных проектов Тюменский регион вышел в число лидеров отечественной экономики. Если в России промышленное производство перестало расти уже с 2012 г., то в Тюменской области (без ХМАО и ЯНАО) в 2013–2016 гг. продолжался рост экономики, область заняла лидирующие позиции среди субъектов РФ по созданию благоприятного инвестиционного и предпринимательского климата, показатель инвестиционной активности превысил общероссийские показатели более чем в два раза[625]. Вместе с тем Тюменский Север не может развиваться в отрыве от общероссийских и мировых трендов. Ограничителями политики «новой индустриализации» являются как внутренние, так и внешние факторы. Экономический кризис, падение цен на нефть и западные санкции привели к тому, что уже в 2014 г. поток инвестиций в экономику Тюменского региона заметно сократился. А трехлетний бюджет на 2017–2019 гг., утвержденный Тюменской областной думой, предусматривает снижение доходов с 103,5 млрд руб. до 99,7 млрд, расходов – с 122,4 до 105,2 млрд руб.[626]

Успех в освоении природных ресурсов АЗ во многом зависит от усилий компаний «Газпром» и «Роснефть», но они, как и отечественный НГК в целом, находятся в большой зависимости от иностранных технологий. В высокотехнологичном сегменте российских нефтегазовых проектов доля импорта достигает 90–95 %[627]. Зависимость НГК от импортных технологий и оборудования родом из СССР, но в постсоветский период она не только не сократилась, но и заметно увеличилась. Положившись на научно-техническую помощь из-за рубежа, отечественная экономика в итоге осталась с быстро устаревающей промышленной базой и ослабевшим научно-техническим потенциалом[628]. В 2010-е гг. отставание российского сервиса от зарубежного только усугубляется. Международные инжиниринговые компании – Schlumberger, Halliburton и Baker Hughes – тратят сотни миллионов долларов на разработку инновационных технологий и техники, а у российских сервисных предприятий нет денег даже на покупку нового оборудования, не говоря уже о собственных исследованиях[629]. При этом наши нефтегазовые компании полагают, что все вопросы новых технологий, в том числе и по импортозамещению, должны решаться сервисными предприятиями самостоятельно.

Для успешной конкуренции с мировыми лидерами российским машиностроителям нужны инвестиции и правительственная поддержка. Государство должно четко определить приоритеты в данной области, как это сделали Казахстан, Норвегия и Китай. До 1970-х гг. в Норвегии понятия не имели о том, что такое нефтегазосервис. Но государство посредством введения обязательной квоты национального участия и поощрения иностранцев в создании СП с местными предприятиями стимулировало развитие мощного сектора нефтегазовых технологий, которые сейчас востребованы во всем мире. Не удивительно, что норвежцы участвуют и в разработке российских месторождений[630].

В создании отечественного сервиса необходима активизация обеих сторон – как государства, так и корпоративного бизнеса. Но государственные институты неэффективны, а компании не заинтересованы в научно-техническом прогрессе (НТП), так как отсутствует конкурентная среда. Принуждение к НТП, как показал опыт СССР, не дает результата. Сегодня российские компании тратят на НТП лишь 2 % средств в рамках своих инвестиционных программ. При этом, имея под рукой сильнейший административный ресурс, нефтегазовые компании блокируют любые попытки зарождения в РФ конкурентной среды в сфере нефтегазодобычи и топливообеспечения. Для нынешнего руководства ОАО «Газпром», являющегося крупнейшим монополистом в стране, приоритетом является не повышение эффективности работы компании, а максимизация прибыли многочисленных строительных подрядчиков при возведении не вполне оправданных газопроводов. Не удивительно, что капитализация «Газпрома» в 2008–2015 гг. упала в 12 (!) раз, с 360 до 44,3 млрд дол.[631] Не лучше дела и у другого гиганта отечественного НГК – компании «Роснефть».

В соответствии с санкциями, главные партнеры «Роснефти» – Exxon, Eni и Statoil – остановили свое участие в арктических проектах. Это может сильно затормозить темпы изучения и освоения российского шельфа. Поэтому остро встает вопрос о разработке и внедрении собственных шельфовых технологий. Причем решать эту проблему нужно не «точечно», копируя отдельные западные образцы, а комплексно, в масштабах всего государства[632]. Иначе об амбициозной программе освоения арктического шельфа придется забыть.

Если смотреть на ситуацию шире, то нуждается в корректировках научно-техническая политика государства в целом. Мировыми лидерами по инновационному потенциалу являются северные страны (в данном случае Швеция), где внутренние затраты на исследования и разработки составляют 3 и более % от ВВП. РФ находится по этому показателю далеко за пределами компактной группы своих соседей по Арктике[633].