Юрий СЕНТЮРИН
Посол по особым поручениям МИД России
Е-mail: nmlyubovskaya@mid.ru

Надежда ЛЮБОВСКАЯ
Второй секретарь Департамента экономического сотрудничества МИД России
Е-mail: nmlyubovskaya@mid.ru

Выстраивание сотрудничества на внешнем контуре в сфере энергетики ведется в соответствии с установками обновленной Концепции внешней политики России, Доктрин энергетической и национальной безопасности, Энергетической стратегии России до 2050 г., отраслевых документов и с учетом «реалий на земле».
Спрос на энергию продолжит увеличиваться: за последние 10 лет его рост составил 14%, а к 2050 г. прогнозируется на уровне 20–25%. Практически полностью этот прирост будет формироваться со стороны развивающихся стран (Индия, Китай, страны Азии, Африки и Ближнего Востока), доля которых в мировой экономике неуклонно увеличивается.
На горизонте 20–30 лет мир останется углеводородным. При этом «новый облик энергетики» формируется под влиянием ряда факторов: необходимость обеспечения энергобезопасности, сопряженной с коммерческой эффективностью источников энергии, дефицит бюджетов и лавинообразный рост уровня госдолга, демография в развивающихся странах, стремительная цифровизация с применением искусственного интеллекта и работа с большими данными.
С 2022 г. отечественный ТЭК обеспечил переориентацию большей части энергетического экспорта, в целом сохранив его объемы, продемонстрировав тем самым высокую устойчивость вопреки беспрецедентному внешнему давлению. Сегодня на долю дружественных стран приходится более 90% энергетического экспорта России.
Это следствие последовательного курса на становление новой архитектуры международных, в том числе энергетических связей, в которой всё более возрастающую роль играют такие объединения, как БРИКС, ШОС, ЕАЭС, АСЕАН, Африканский союз, Совет сотрудничества арабских государств Персидского залива, МЕРКОСУР, позволяющие эффективнее решать общие проблемы. Евроцентричные и евроатлантические модели отжили свое. Сегодня речь идет о рассредоточении потенциала мирового развития, укреплении новых самостоятельных центров экономического роста.
«Поворот на Восток» в привязке к российской энергетике в полной мере соотнесен с объективными глобальными тенденциями, сегодня и на перспективу отвечает национальным интересам. Еще в 2000 г. в Энергостратегии России в числе приоритетов были названы диверсификация направлений экспорта, оптимизация его товарной структуры, развитие энергоинфраструктуры Восточной Сибири и Дальнего Востока с целью увеличения экспорта в страны АТР. Эти положения последовательно находили отражение в Энергостратегиях 2030, 2035 и 2050.

На горизонте до 2050 г. ископаемое топливо сохранит доминирующее положение в глобальном энергобалансе, оставаясь надежным гарантом энергобезопасности. Доли нефти и газа в структуре мирового энергобаланса составят 33,2 и 26% соответственно (для сравнения показатели 2023 г. – 36,9 и 26,1% соответственно).
По всей видимости, такие оценки вполне разделяют западные коллеги. Вопреки их «политике отмены» традиционных энергоносителей, глобальные инвестиции в нефтегазовые проекты сохраняются на уровне выше 500 млрд долл. США в год. В частности, в 2024 г. их объем составил 541 млрд долл. США. Это наглядно свидетельствует о реальном положении вещей в отрасли, раскрывая наличие очевидной политической подоплеки в преднамеренных нападках на углеводороды и отдельных поставщиков, в частности, на нашу страну.
Нефтегазовые рынки – область жесткого противостояния. Речь идет практически об их переделе, мы живем в условиях отхода от норм международного права и ВТО, разрушения формируемых годами логистических схем поставок и системы контрактных обязательств, а в последние годы – прямой дискриминации ископаемого топлива, в том числе в ходе борьбы за доминирование в выработке обязывающих правил в связи с изменением климата, физического воздействия и саботажа в отношении критически важной трансграничной энергоинфраструктуры.
26 сентября исполнилось три года с момента, когда в международных водах Балтийского моря, исключительной экономической зоне Дании и Швеции, были взорваны ветки газопровода «Северный поток» – беспрецедентное, преднамеренное уничтожение объекта трансграничной подводной гражданской инфраструктуры, создавшее при этом прямые риски для экологии региона и судоходства на Балтике. Россия продолжает настойчиво выносить этот вопрос на Совете Безопасности ООН, привлекая внимание мировой общественности к недопустимости подобной практики.
Мы продолжаем считать важнейшими задачами сохранение устойчивости мировых энергорынков и обеспечение международной энергобезопасности, неотъемлемыми элементами которой являются наличие достаточных объемов энергоресурсов, доступных по приемлемым ценам, готовность транспортной инфраструктуры обеспечить их доставку потребителям, открытость развитых и рационально регулируемых энергорынков.
Яркий контраст с навязываемой коллективным Западом моделью поведения: сегодня односторонние рестрикции со стороны этих стран затронули порядка 40% мировой ресурсной базы углеводородов. Мишенью стали не только Иран, Венесуэла и Россия, но и потребители, в том числе на растущих рынках Азиатско-­Тихоокеанского региона.
Только против России сегодня введено более 30 тыс. односторонних ограничений вне системы Совета Безопасности ООН, значительная доля которых нацелена на ТЭК. По существу, это пример недобросовестной конкуренции, целью которой является снижение конкурентоспособности нашей страны по важнейшим показателям: доля российских энергоресурсов в мировом энергобалансе, участие наших компаний в реализации энергопроектов за рубежом, объем иностранных инвестиций в проекты, осуществляемые на нашей территории. Однако своих целей подобные методы не достигают.
Россия прочно удерживается в топ‑3 стран-­производителей и экспортеров нефти с 10%-й долей на мировом рынке, являясь надежным и ответственным поставщиком «черного золота». В плане международного сотрудничества, наряду с В2В и межотраслевыми отношениями, приоритет отдается взаимодействию в формате ОПЕК+, поскольку страны этого объединения играют существенную роль в формировании мирового нефтяного баланса. Благодаря увеличению спроса на нефть суммарная доля стран альянса к 2050 г. увеличится с текущих 49 до 52% рынка. Суть этого взаимодействия не в простом противодействии снижению цен, а в возврате мирового нефтяного рынка на устойчивую траекторию развития, что сопровождается растущим глобальным спросом на нефть, а также ростом инвестиций в отрасль.

На пути к низкоэмиссионному будущему важную роль играет природный газ как топливо для устойчивого развития с низким уровнем выбросов углекислого газа. Значима роль природного газа как одного из наилучших вариантов балансирования ВИЭ-генерации. Россия занимает 1 место в мире по запасам, 2 место по добыче с долей мировых поставок в 16%. Благодаря упорной работе по поддержанию и наращиванию экспортного газового потенциала, в том числе развитию инфраструктуры, системы долгосрочных контрактов и своповых поставок, внедрению современных технологических решений, к 2050 г. Россия способна и готова стать экспортером № 1 на газовые рынки Азии. Не ослабевает интерес зарубежных партнеров к СПГ-проектам.
Распространенное мнение о том, что спрос на уголь будет снижаться, активно оспаривается самой жизнью на фоне сохраняющейся высокой потребности в нем в странах Азии и Африки, да и пересмотра соответствующих решений в этой сфере западными странами.
Российские операторы, располагая значительной ресурсной и производственной базой по углю, ориентированы на увеличение экспорта и, как минимум, удержание своей доли на этом рынке, в первую очередь в странах Азиатско-­Тихоокеанского региона.
Сегодня 70% всех АЭС сосредоточены в пяти странах: это США, КНР, Франция, Россия и Южная Корея. Активная стройка атомных реакторов наблюдается, в частности, в Белоруссии, Турции, Египте и Индии. Прогнозируется, что к 2050 г. часть устаревшей инфраструктуры будет выведена из эксплуатации, а Индия вой­дет в число крупнейших стран по числу установленных АЭС. Атомная энергетика переживает ренессанс: опережающее развитие технологий, 50%-й рост мировых инвестиций в отрасль за последние 5 лет. Только в прошлом году они составили 70 млрд долл. США.
Россия – единственная страна в мире, обладающая уникальным опытом и компетенциями по всей технологической цепочке ядерного топливного цикла, что формирует конкурентное преимущество в глобальном разрезе. Сегодня наш ключевой оператор ГК «Росатом» работает в более чем 60 странах мира, в портфеле зарубежных заказов госкомпании строительство 33 блоков большой мощности в 10 странах, запускается первый в мире экспортный проект АЭС малой мощности в Узбекистане.
В 2021 г. на площадке Европейской экономической комиссии ООН (UNECE) нам удалось провести специальное международное исследование, аргументированно доказывающее, что в атомной генерации самые низкие показатели выбросов парниковых газов по сравнению с другими источниками электроэнергии. В том же году в Глазго на 26‑й сессии Конференции сторон Рамочной конвенции ООН об изменении климата с нашим участием на обсуждение была вынесена инициатива о закреплении за атомной энергетикой низкоуглеродного статуса. Как результат нескольких лет интенсивной работы в 2023 г. значимая роль ядерной энергетики в борьбе с изменением климата была официально признана ООН.
По ВИЭ, как представляется, складывается не вполне сбалансированная ситуация, когда некоторые международные структуры на самом высоком уровне искусственно пытаются сместить чашу весов в пользу этих источников, намеренно увязывая их с чувствительными для нас сюжетами.
Российская дипломатия системно противостоит такому давлению, в том числе через повышение профиля отраслевых международных организаций и выработку общей линии стран-­единомышленников на площадках МЭФ, ИРЕНА, ОПЕК+, ФСЭГ. Исходим из фактического положения дел: доля ВИЭ в мировом энергобалансе увеличится с 2,5% в 2023 г. до 10% в 2050 г. Однако эти источники, с учетом всех существующих и перспективных технологий в энергетике, пока не смогут заместить традиционные энергоносители и полностью удовлетворить мировые потребности в энергии.
Нахрапистое навязывание западниками климатической повестки вопреки экономической логике и основным целям по обеспечению энергобезопасности, завышенные ожидания от энергоперехода на фоне отсутствия значимого, экономически эффективного результата, непоследовательность ключевых игроков в отношении ранее взятых обязательств несколько охлаждают энтузиазм в этой сфере, создают предпосылки для соответствующих изменений.

В этих условиях по инициативе нашей страны совместно с партнерами по БРИКС сформулирована концепция справедливого энергоперехода, в основе которой – учет национальных особенностей и принципа технологической нейтральности, «персональной» роли различных видов топлива без дискриминации, недопустимости недобросовестной конкуренции, искусственных барьеров в торговле, использования климатической повестки в качестве инструмента геополитической борьбы.
Такой подход закреплен в коммюнике 9‑й встречи министров энергетики стран БРИКС, декларации саммита БРИКС, документах «Группы двадцати», что свидетельствует о широкой поддержке. Совместно с единомышленниками отстаиваем наши взгляды по этой проблематике на площадке конференции сторон РКИК ООН и надеемся, что концепция «энергетической справедливости», которая подразумевает не только борьбу с энергетической бедностью и обеспечение всеобщего доступа к источникам энергии, но и право стран на выбор собственного пути развития, найдет соответствующий отклик.
По мере возрастания потребностей мировой экономики в критически важных сырьевых минералах, необходимых для инновационного развития высокотехнологичных отраслей и энергоперехода, соответствующий сюжет в каждой стране на внутреннем контуре раскрывается как вопрос сырьевого и технологического суверенитета, а на внешнем – как высококонкурентный, динамично растущий рынок.
Активно участвуем в международных процессах на этом направлении с целью обеспечить защиту и продвижение страновых интересов, наладить эффективное торгово-­экономическое сотрудничество с дружественными нам странами, включая создание «сырьевых альянсов», не допустить трансформации выработанных подходов в закамуфлированный инструмент неоколониальной политики недружественных стран со всеми вытекающими последствиями.
В целом Россия устойчиво ориентирована на расширение многоуровневого международного сотрудничества в различных форматах. Убеждены, что конструктивное взаимовыгодное взаимодействие, включающее технологический обмен, совместное инвестирование и реализацию инфраструктурных проектов – значимые предпосылки для общего оздоровления политического климата.
Внешняя энергетическая политика при этом – важнейшее средство реализации экспортного потенциала ТЭК России. Приоритетом здесь является защита и дальнейшее укрепление позиций отечественных операторов на мировых энергорынках, в том числе с задействованием возможностей многосторонних площадок.
Текущая геополитическая ситуация, к элементам которой, к сожалению, относятся различные формы политического давления, ограничивает отработанные десятилетиями возможности, одновременно и сближает с новыми партнерами, «подсказывает» такие решения, как импортозамещение, альтернативные торгово-­финансовые механизмы, раскрывает ранее невостребованные «ракурсы» многостороннего сотрудничества.
Из числа международных организаций в приоритете работа на площадках, где на текущем этапе достойно представлен голос «мирового большинства», в частности евразийских государств, а фокус – на созидательной, деполитизированной повестке. Успешным примером такого рода секторального сотрудничества может служить действующая модель ОПЕК+, построенная на математическом расчете и принципе взаимного доверия договоренность широкого круга производителей нефти.
С опорой на накопленный опыт уверенно движемся в работе по флагманскому внешнеполитическому экономико-­цивилизационному проекту большого евразийского партнерства, в рамках которого через призму энергобезопасности просматривается в полной мере соответствующее целям устойчивого развития ООН единое евразийское энергопространство.
Считаем важным использовать потенциалы стран региона, международных организаций и многосторонних объединений в интересах формирования в Евразии пространства широкого, открытого, взаимовыгодного и равноправного взаимодействия в соответствии с нормами и принципами международного права и с учетом национальных интересов. В этой связи особое значение приобретает БЕП и диалог между ШОС, ЕАЭС, АСЕАН, другими заинтересованными государствами и объединениями.
По нашему мнению, эта «интеграция интеграций» призвана стать следующим уровнем естественного развития уже существующих и эффективно функционирующих упомянутых мною ранее ассоциаций и объединений, опираясь на накопленный опыт, отлаженные архитектуру и инструменты взаимодействия.

К примеру, роль БРИКС на мировых энергорынках существенно выросла после расширения. На текущем этапе на страны БРИКС приходится 40% мировых запасов природного газа, более 40% добычи нефти и ее потребления (включая нефтепродукты), 2/3 добычи и потребления угля. Таким образом, голос наших стран по вопросам энергоповестки звучит обоснованно и скоординированно (мы стремимся к этому).
В контуре ЕАЭС продолжается интенсивная работа по формированию общих энергорынков, созданию условий для реализации кооперационных проектов в сфере энергетики и климата, запущены механизмы сближения национальных систем валидации и верификации климатических проектов, выработки комплексных мер стимулирования низкоуглеродного развития, создания инструментов совместного реагирования на чинимые препятствия, связанные с климатическим регулированием.
По итогам 11 лет кропотливой работы в контуре ЕАЭС, удалось добиться убедительных результатов: совокупный ВВП – 2,6 трлн долл. США, промышленное производство увеличилось на 29,1%, производство продукции сельского хозяйства – на 25,5%, инвестиции в основной капитал – на 40,1%, товарооборот с внешними странами 923 млрд долл. США, динамичное расширение сети партнерских государств (три действующих соглашения о создании зон свободной торговли с Вьетнамом, Сербией, Ираном; непреференциальное торговое соглашение с Китаем; на разных стадиях готовности аналогичные документы с ОАЭ, Монголией, Индонезией и Египтом).

Выводы

Мировой экономический рост и демографические процессы требуют надежного и бесперебойного доступа к энергоносителям на фоне идущей глубокой трансформации мировой энергетики. Примерно 675 млн человек не имеют доступа к электроэнергии, у 2,3 млрд человек отсутствует возможность готовить пищу на «чистом» топливе; к 2050 г. прогнозируется рост населения на 1,7 млрд человек и мирового спроса на энергию на 20–25%, прежде всего в наименее развитых и развивающихся странах.
Повышается роль региональных и межгосударственных объединений, таких как БРИКС, ШОС, ЕАЭС, АСЕАН, Африканский союз, Совет сотрудничества арабских государств Персидского залива, МЕРКОСУР, позволяющих эффективнее решать общие проблемы.
Россия является неотъемлемой частью этих процессов и совместно с дружественными государствами – партнёрами по ЕАЭС, БРИКС, ШОС активно работает над формированием основ будущего многополярного мира, а также занимает уникальное место в мировой экономике и энергетике, являясь одновременно крупным производителем, потребителем, надежным и ответственным экспортером энергоресурсов. В условиях беспрецедентного внешнего давления наша страна сохраняет за собой позиции одного из крупнейших игроков на глобальных энергорынках, последовательно расширяет географию и масштабы энергосотрудничества.
Актуальные тренды подтверждают корректность и выверенность проводимого руководством страны курса международного энергосотрудничества. Мы вместе с остальным мировым сообществом всецело разделяем необходимость обеспечения всеобщего доступа к недорогим, надежным, устойчивым и современным источникам энергии. В части реализации экспортного потенциала отечественных отраслей ТЭК приоритет отдается укреплению международного сотрудничества с дружественными странами. Нам есть, что предложить друг другу в энергетике, торговле, цифровизации, высоких технологиях.
В условиях ограниченного трансфера технологий и материалов, необходимых для инновационного развития, активно помогаем отечественным энергокомпаниям в их усилиях по достижению технологического лидерства, стремясь при этом обеспечить интеллектуальный суверенитет страны, выстроить взаимовыгодное сотрудничество с дружественными государствами, обеспечивая сохранение за Россией статуса полноправного участника всех мировых экономических процессов.

Сообщение Россия на мировой энергетической арене: вызовы и перспективы появились сначала на Энергетическая политика.

Анна Горшкова, заместитель генерального директора Института энергетической стратегии

«Трамп примерил пояс Ориноко» — в журнале «Нефть и капитал» вышла статья Заместителя генерального директора Института энергетической стратегии и Главного редактора журнала «Энергетическая политика» Анны Горшковой. 

Новый 2026 год начался с очередной войны США за чужие энергоресурсы. Соединенные Штаты 3 января напали на Венесуэлу, похитили президента Николаса Мадуро с супругой и объявили свой контроль над нефтегазовыми ресурсами страны. Блестяще проведенная трехчасовая военная операция на долгие годы изменила траекторию развития мировой энергетической геополитики. И дело не в сказочных богатствах одной Венесуэлы, а в контроле над нефтяными проектами всего Западного полушария, включая Канаду, США, Мексику, Венесуэлу, Бразилию, Гайану, Колумбию и Аргентину. Теперь так или иначе, путем прямого управления или корпоративного участия Соединенные Штаты регулируют 40% всей мировой добычи нефти, или около 70 млн баррелей в сутки (б/с), тогда как остальному миру подвластно лишь 150 млн б/с.

Такой расклад приводит к тому, что центр принятия глобальных стратегических решений на мировом рынке нефти сдвигается от ОПЕК+ в сторону США, а логистические и торговые цепочки вновь начнут перестраиваться. Как мрачно подметил президент Федерации хоккея с мячом РФ Олег Дерипаска, России и миру теперь придется жить в ценах на нефть, удобных для американских избирателей. «Если наши американские „партнеры“ доберутся до нефтяных месторождений Венесуэлы (а до месторождений Гайаны они уже добрались), под их контролем окажется больше половины мировых запасов нефти. По-видимому, в их планах — следить за тем, чтобы цена нашей нефти не поднималась выше $50 за баррель», — написал он в своем телеграм-канале 3 января, сразу после начала американской военной операции против Венесуэлы.

Впрочем, в происходящих событиях есть и обратная сторона — слишком высокая цена за трудноуправляемую гегемонию. Венесуэла — это совсем не лакомый кусочек, а скорее лакрица на любителя в мировой «нефтегазовой кондитерской».

Большая нефтегазовая яма

Сейчас сложно представить, но в 1930–1940-х годах Венесуэла была самой успешной и быстроразвивающейся страной Латинской Америки. Первое месторождение нефти Мене Гранде в нефтегазоносном бассейне Маракайбо было обнаружено еще в 1914 году. В 1918‑м страна стала мировым экспортером нефти, а в 1921-м добывала порядка 1 млн б/с. Венесуэла превратилась в мирового лидера среди нефтедобывающих государств.

Именно Венесуэла выступила инициатором создания ОПЕК. В 1960 году министр нефти и горнодобывающей промышленности республики Хуан Пабло Перес Альфонсо предложил Саудовской Аравии, Ирану, Ираку и Кувейту объединить интересы в рамках новой структуры — Organization of the Petroleum Exporting Countries, или ОПЕК. Расцвет венесуэльской нефтяной промышленности пришелся на 1970-е годы, когда страна обеспечивала 3,7 млн б/с добычи и являлась крупнейшим поставщиком энергоресурсов в США. Ее доля в мировых поставках нефти достигала более 7%. Тогда Венесуэла была самой богатой и развитой страной Латинской Америки. Ее ВВП на душу населения был выше, чем в Испании, Греции и Израиле, и всего на 13% ниже, чем в Великобритании.

Это вскружило голову руководству республики. В 1976 году была создана национальная компания Petroleos de Venezuela, которой указом президента были переданы 50% во всех нефтегазовых проектах. Так была проведена первая волна национализации нефтяных ресурсов Венесуэлы. Уже тогда отец-основатель ОПЕК Хуан Альфонсо предупреждал, что экономика, построенная только на добыче, обречена на неудачу. «Пройдет десять лет, двадцать лет, и вы увидите: нефть погубит нас. Это экскременты дьявола», — прокомментировал он национализацию нефтяной промышленности, уже будучи в отставке.

Создатель ОПЕК оказался прав: с этого момента экономика Венесуэлы перевалила горный хребет успеха и начала затяжной спуск в темное ущелье нищеты. С падением цен на нефть в 1980-е годы доходы от экспорта резко снились, инфляция стала достигать 30–40%, из магазинов начали исчезать рис, сахар, кофе и туалетная бумага, а темпы роста ВВП упали на 8,6%. Страна, раздираемая клановыми группировками, стала хорошей почвой для расцвета радикальных социалистических настроений. Попытки президента Карлоса Андреса Переса открыть нефтяные запасы для иностранных инвестиций и приглашение 22 зарубежных компаний, включая Chevron, British Petroleum, Total, в проекты освоения месторождений на условиях СРП улучшения социально-экономической жизни не принесли. За чертой бедности к 1995 году оказалось 70% населения. Начались протесты и военные перевороты, которые закончились разгромной победой Уго Чавеса. Но несмотря на социалистические подходы и достаточно большую популярность среди населения, исправить экономическую ситуацию он не смог. В 2007 году на фоне роста цен на нефть была запущена новая волна экспроприации нефтегазовых проектов у иностранных компаний. Это обернулось лишь усилением зависимости экономики Венесуэлы от нефтегазовых доходов без развития других отраслей промышленности. Если с приходом к власти Чавеса в 1999 году доля нефтегазовых доходов в бюджете республики составляла 51%, то к моменту его кончины в 2013-м — 96%.

Преемник Уго Чавеса Николас Мадуро продолжил социалистический курс без проведения экономических реформ. За три срока его работы инфляция в стране побила все мыслимые и даже немыслимые показатели, достигнув в 2018 году 130060%. Это рекорд даже для Зимбабве. При этом добыча нефти упала с 2,95 млн до 950–980 тыс. б/с, откатившись к уровню 1921 года. Страну душили американские санкции, сложности с экспортом, повсеместная коррупция, социальные субсидии, нищета, заставлявшая правительство продавать бензин по три цента за литр, и нехватка инвестиций. При этом сам Мадуро, в отличие от Чавеса, не пользовался популярностью внутри республики, его правление охарактеризовалось постоянными волнообразными массовыми акциями протеста, перерастающими в вооруженные столкновения. В Венесуэле усилили деятельность анклавы, неподконтрольные правительству, особенно в предгорьях Анд на границе с Колумбией с центром сопротивления в Кукуте.

Кроме того, Мадуро не смог укрепить мировое положение Венесуэлы и расширить партнерские связи хотя бы со странами — альтер-эго США: Китаем, Россией, Индией, Ираном. Несмотря на все имеющиеся возможности, зарубежные партнеры, предоставляя кредиты, оружие, технику, продукты и туалетную бумагу, не спешили с долгосрочными многомиллиардными инвестициями в венесуэльскую нефтедобычу. А немногочисленные совместные проекты по разработке нефтяных месторождений сложно назвать удачными.

И в этом вина не только Николаса Мадуро. Сказочные запасы нефти Венесуэлы на поверку оказались непредсказуемыми и крайне сложными для разработки. Геологические и физико-химические свойства более старых, давно разрабатываемых месторождений и новых блоков принципиально отличались, что привело к завышенным ожиданиям по добыче и заниженным оценкам по инвестициям.

Идеальный коллектор и нефтяной перляж

Да, Венесуэла — мировой лидер по разведанным запасам нефти, достигающим, по разным оценкам, от 200 млрд до 303,01 млрд баррелей, или порядка 19,7% мировых. Все они приходятся на Оринокский нефтегазоносный бассейн площадью 55,3 тыс. км2. Эти запасы считаются среди геологов неоспоримыми, так как практически все нефтенасыщенные залежи были подтверждены разведочным бурением. При этом нефть «тяжелого» пояса Ориноко можно выделить в отдельный тип, заметно отличающийся от нефтеносных песков Канады или российской сверхвязкой нефти в Татарстане.

С одной стороны, венесуэльская нефть является сверхвысоковязкой, в стандартных условиях ее плотность превышает 1000 кг/м3. Но из-за высоких температур и хорошей проницаемости коллектора внутри пласта эта нефть достаточно пластична, а ее вязкость оказывается менее 10000 сантипуаз (сПз). Говоря просто, плохая, тяжелая битуминозная нефть залегает в идеальных по физико-химическим свойствам коллекторах. Такая нефть добывается только в Венесуэле.

А дальше начинается самое интересное. По мере продвижения с севера на юг страны глубина залегания продуктивных пластов становится все меньшей, а вот вязкость нефти пропорционально увеличивается, поскольку чем ближе к поверхности земли, тем ниже оказывается температура пласта и тем меньше содержание в нем газа. Из-за этого на малых глубинах вязкость пластовой нефти примерно в 5–10 раз выше, чем в глубоких зонах (30000–40000 против 4000–6000 сПз). На глубине 800 м и более практически все скважины являются высокопродуктивными без свободной воды, на глубине 550 м продуктивность становится минимальной, а на глубине 340–220 м нефть перестает течь, несмотря на значительные нефтенасыщенные толщи.

Хотя геологические запасы нефти бассейна Ориноко подтверждены, для их разработки доступен только определенный целевой интервал. Освоение остальных запасов требует принципиально иных методов эксплуатации и повышения нефтеотдачи.

Вторым интересным свойством венесуэльской нефти является так называемая биодеструкция. Идеальные легкопроницаемые коллекторы дают доступ кислороду и воде, а значит, и огромному количеству бактерий, питающихся легкой органикой, в частности легкими фракциями нефти. Это и стало одной из причин высокого содержания тяжелых неперерабатываемых фракций в венесуэльской нефти. Бактерии разводятся на небольшой глубине, поэтому чем южнее запасы, чем ближе они к поверхности, тем тяжелее и битуминознее становится нефть. Асфальтом, битумом и гудроном бактерии не питаются.

Еще одно интересное свойство венесуэльских запасов — эффект вспененной нефти. Нефть более северных, старых месторождений была подобна шампанскому длительной выдержки. При бурении скважины и снижении давления, как при открытии пробки дорогой бутылки, газ не отделяется сразу — начинается перляж, то есть выход пузырьков из бокала. Мелкие пузырьки газа смешиваются с нефтью и долго, равномерно, шелковисто выходят на поверхность, поддерживая давление и увеличивая сроки максимального дебита скважин. В более новых коллекторах такого эффекта уже нет.

Кроме того, идеальные венесуэльские коллекторы имеют и другую особенность — в них практически нет глиняных покрышек. Нефть, какой бы битуминозной она ни была, начинает перетекать от разлома к разлому, нарушая границы залежей. Текучесть флюидов усиливается от северных участков к южным, от восточных к западным.

Скважины, пробуренные в 1970–2000-х годах, демонстрировали крайне высокие дебиты в 500 тыс. тонн в сутки в первый год добычи, а затем стабилизировались на уровне 100–150 тыс. тонн в сутки и держали его в течение 10–15 лет за счет эффекта перляжа (вспененной нефти). При этом накопленные отборы достигли порядка 10% от начальных геологических запасов. А вот «новые участки, которые были введены в последние 10–15 лет, находятся в менее благоприятных условиях с большей вязкостью и меньшим газосодержанием. В этой связи начальные дебиты оказались ниже, а темп падения добычи — значительно выше», отмечает Д. Иванов в статье «Геологические характеристики, свойства флюидов и технологические особенности добычи в самом крупном в мире Оринокском бассейне сверхвысоковязкой нефти», опубликованной в научном журнале «Нефтегазовая геология. Теория и практика». По его оценкам, дебиты последних пробуренных скважин не могут превышать 60–80 тыс. тонн в сутки.

Следует помнить, что Венесуэла — это вовсе не новая нефтегазовая провинция. Она осваивается уже 112 лет! Пик разработки самых высокомаржинальных продуктивных месторождений на северо-востоке страны в районе озера Маракайбо как раз пришелся на 1970-е годы, когда добыча нефти вышла на пиковые уровни в 3,7 млн б/с. Добыча шла без использования апгрейдеров и термальной закачки пара в тот самом целевом диапазоне.

Новый виток высокоэффективного освоения пришелся на 2000-е. Крупнейшие мировые компании (Chevron, ExxonMobil, ВР) освоили четыре главных нефтяных блока бассейна Ориноко с применением новой тогда технологии «ковер бурения». Она предполагает равномерное бурение скважин по всей площади участка за определенный срок. Технология позволяет получать максимально высокие целевые дебиты и вовлекать в разработку почти все имеющиеся на блоке запасы. Однако ее применение возможно только в том случае, когда свойства нефти и коллекторов на всем блоке однородны. Отсюда и максимальный рост добычи.

Но все новые участки, которые вводились в разработку на протяжении последних 15 лет, значительно отличаются от старых. Небольшие залежи расположены со значительным перепадом глубин, при этом они сильно различаются по вязкости и плотности нефти. Это стало своеобразной «геологической неожиданностью». Неоднородность залежей по глубине и свойствам нефти не была учтена в первоначальных проектах освоения. Выяснилось, что тот самый пресловутый целевой интервал глубины оптимальной текучести на новых месторождениях очень ограниченный. «В результате применение „ковра бурения“ на всей площади уже не столь многообещающее, так как многие зоны оказались на грани рентабельности или вовсе непродуктивными. В итоге ни на одном предприятии не достигнуты ожидаемые показатели, а все долгосрочные инвестиции отложены или отменены», — отмечает Д. Иванов.

Технологии закачки пара в продуктивные скважины для повышения текучести в Венесуэле также не работают из-за отсутствия глиняной покрышки и пресловутых идеальных свойств коллекторов. Подогретые разжиженные флюиды уходят куда угодно, но не в целевую скважину. Так что для освоения новых месторождений Венесуэлы требуется разработка отдельного, принципиально нового пакета уникальных технологий, не имеющих на сегодняшний день широкого применения. Для их внедрения нужно время, более тщательная доразведка, сбор большого количества данных и инвестиции в поиск научно-инженерных решений.

Еще одной проблемой венесуэльской нефти является ее сверхвысокая вязкость, большое содержание битумов и металлов, в первую очередь ванадия. Подобная нефть не подлежит экспорту и требует дополнительной подготовки на специальных установках — апгрейдерах. Иностранные операторы к 2010 году построили более семи таких установок, однако все они были привязаны к определенным проектам, требовали сложного сервисного и технологического обслуживания и больших энергозатрат. В 2019 году после очередных волн национализации и американских санкций все апгрейдеры, включая построенный китайской CNPC, были закрыты. Участники проектов пошли по более простому пути разбавления битуминозной нефти нафтой и легкими низкосернистыми сортами. Правда, закупать их пришлось на мировом рынке, у европейских, китайских и российских компаний, причем в достаточно больших объемах — до 15–20% от добытой нефти.

В результате себестоимость добычи венесуэльской нефти даже на действующих месторождениях составляет, по разным оценкам, от $37 до $40 за баррель, тогда как в странах Ближнего Востока этот показатель на старых участках достигает примерно $2,8–8,5, а на новых — около $17 за баррель.

На дне

Сложности геологии и добычи усугубляются полным развалом всей сопутствующей инфраструктуры. Венесуэла до сих пор пользуется нефтепроводами, построенными в 1970-е годы, без какой-либо модернизации. Здесь нет дорог. Республика занимает 32-е место в мире по площади, равной 916 тыс. км2, а вот общая протяженность всех дорог, включая грунтовые и проселочные, — 349720 км, следует из данных OpenStreetMap. Из них на автомагистрали и скоростные шоссе приходится всего 362 км — по 12,3 м на каждого жителя. В стране построен 31 порт, из них 21 — нефтеналивные терминалы, но вся портовая инфраструктура уже давно морально устарела. Мощность нефтяных терминалов не превышает 1,7 млн б/с.

Электрогенерация и сетевой комплекс на 100% принадлежат государству и находятся в еще более плачевном состоянии. Более 60% электроэнергии вырабатывается на ГЭС «Гури», но площадь ее водохранилища критически мала, а ежегодные засухи приводят к тотальным блэкаутам по всей стране. Социализм Уго Чавеса позволил электрифицировать почти 100% населения, вот только цены на электроэнергию субсидируются государством. Электросети, построенные в 1970–2000-х годах, морально изношены, а строить новые просто не на что. Создавать частную генерацию и сети не позволяет социалистическое законодательство Венесуэлы.

Аналогичная история с внутренней нефтепереработкой. В стране построено пять НПЗ суммарной проектной мощностью 48 млн тонн. Это является внушительным объемом с учетом того, что в республике всего 1,4 млн автомобилей (грубо говоря, 0,14 машины на одного человека, и хорошо, если тебе достался двигатель, а не зеркала и фары). Все заводы принадлежат PDVSA, цены на бензин субсидируются государством. По данным на начало 2026 года, они составляли около 3,5 американского цента за литр, дешевле топливо только в Иране (2,8 цента) и Ливии (2,9 цента). Что сейчас происходит в этих странах, мы прекрасно знаем. Переработка изначально направлена на экспорт топлива, однако заводы настолько устарели, что или просто закрыты, или производят крайне некондиционные товары. Так что компенсировать иностранным нефтяным компаниям санкции и геополитические риски внутренний рынок не может.

Уйдем и не вернемся

Если добавить в этот «салат развала» еще и такие ингредиенты, как отсутствие нормальных экономических и финансовых условий ведения бизнеса, а также хоть какой-нибудь вменяемой государственной экономической политики, коррупция, клановость, санкции, постоянные геополитические конфликты, непредсказуемость внешней и внутренней политики и полная неспособность Николаса Мадуро договариваться с инвесторами, становится понятно, почему даже старые дружественные партнеры (CNPC, «Роснефть», Repsol) предпочли свернуть бизнес в Венесуэле.

Так, после 10 лет работы «Роснефть» под давлением санкций США и низкой эффективности передала структуре Росимущества «Росзарубежнефть» все свои добычные проекты в Венесуэле, включая доли в Petromonagas, Petroperija, Boqueron, Petromiranda, Mariscal sucre и Petrovictoria, в нефтесервисных предприятиях и торговых операциях.

КНР активно кредитовала Венесуэлу во времена Уго Чавеса. В течение 2005–2013 годов через Банк развития Китая стране было предоставлено порядка $60 млрд кредитов в обмен на нефть и участие в добывающих блоках «Зумано» (СП CNPC и PDVSA Petrozumano), «Хунин-4» (СП PDVSA и CNPC PetroUrica), «Хунин-8» и «Южный Хунин-10» (оба СП Sinopec и PDVSA), PetroParia (СП Sinopec и PDVSA на шельфе Венесуэлы) и проектах по строительству трех НПЗ на территории Венесуэлы. С приходом Мадуро китайское финансирование было приостановлено. НПЗ построены не были. Одновременно возникло несколько коррупционных инцидентов, в том числе связанных с поставкой стальной арматуры для добывающих проектов Sinopec на $23,7 млн, что вынудило китайскую компанию подать в суд на PDVSA. Сразу после иска Китая в американский арбитраж и разгоревшегося мирового скандала арматура нашлась и средства Sinopec каким-то чудесным образом были компенсированы. Но больше новых прямых инвестиций в нефтегазодобычу Китай не делал. В 2019 году из-за санкций США все добывающие проекты были приостановлены, операторство было передано PDVSA, кроме того, закрылось совместное предприятие PDVSA и CNPC Petrosinovensa, которому принадлежал последний работающий апгрейдер. Наконец, в феврале 2025 года Sinopec продала американской Amos Global Energy Management LLC свою долю в разведочном блоке PetroParia в районе залива Пария на шельфе Венесуэлы недалеко от Тринидада, хотя этот проект обещал принести Sinopec 36 тыс. баррелей добычи. Сейчас, по оценке Morgan Stanley и Wood Mackenzie, Китаю суммарно принадлежат участки с запасами свыше 4,4 млрд баррелей (2,8 млрд у Sinopec и 1,6 млрд у CNPC), однако полноценной разработки на них не ведется, фактическая добыча сильно отстает от проектной, технологии доразведки, разбуривания и повышения нефтеотдачи не применяются.

Аналогичные проблемы испытывали традиционные европейские партнеры Венесуэлы — итальянская Eni и испанская Repsol, — работавшие в рамках СП с PDVSA по блокам «Хунин-5» и «Хунин-7», а также блоку «Кардон-4». Работа по «Хунинам» была заморожена. В рамках освоения блока «Кардон-4» Eni и Repsol пошли на использование своповых операций по поставке газа и нафты для разжижения в обмен на товарную венесуэльскую нефть. Такая схема хоть как-то позволяла отбить инвестиции. В 2024 году США приостановили лицензии Repsol и Eni на подобные своповые операции, что привело к непокрытым финансовым потерям в размере порядка $6 млрд. Компенсировать эти убытки Штаты не спешат.

Даже малопритязательная малайзийская Petronas в 2013 году была вынуждена выйти из большого многонационального проекта освоения месторождения Карабобо из-за разногласий с PDVSA по условиям выполнения контракта. Тогда представитель малайзийской компании заявил журналистам, что Petronas больше никогда не будет работать в Венесуэле.

План Донро

Нефтяные компании США тоже не в восторге от инициативы президента США Дональда Трампа, устроившего военный переворот и захват власти в стране без широкомасштабных консультаций с бизнесом.

ConocoPhillips, ExxonMobil и Chevron в 1990–2000-е инвестировали в разработку нефтяных месторождений Венесуэлы и строительство апгрейдеров в общей сложности не меньше $17 млрд, добыча нефти в стране выросла до 2,9 млн б/с, однако в 2007 году одним взмахом микрофона Уго Чавес национализировал иностранные активы. Затраты американских компаний так и не обеспечили запланированные доходы. И никакие судебные разбирательства не помогли Exxon и Соnoco их вернуть. Только Chevron согласилась продолжить работу в Венесуэле на условиях Чавеса.

Сейчас американским нефтяным компаниям предлагается еще более рискованная авантюра. По мнению президента США, он положил к их ногам целую страну — члена ОПЕК. За это они должны возродить ее нефтяную отрасль, чтобы вернуть исторические затраты и обеспечить рост добычи нефти во имя американского и венесуэльского народа.

Внешне план Трампа прост, как полевая ромашка. В середине декабря он ввел военно-морскую блокаду Венесуэлы, закрыв возможность экспорта нефти. После заполнения всех хранилищ страна начала сокращать добычу. И если в декабре производство нефти составляло около 900 тыс. б/с, то к 7 января упало до 750 тыс. 3 января военные силы США провели очень быструю и успешную операцию «Абсолютная решимость» по обстрелу военных баз Венесуэлы и захвату президента Николаса Мадуро.

Дальше, согласно отрывочным заявлениям Дональда Трампа и госсекретаря США Марко Рубио, планируется какое-то время сохранять военно-морскую блокаду и довести поступления доходов в бюджет Венесуэлы до критического уровня, тем самым добиться послушания со стороны и. о. президента Делси Родригес. Затем изъять порядка 30–50 млн баррелей нефти, находящейся на данный момент в хранилищах, и продать ее на рынке во благо венесуэльского народа. Вырученные средства в размере не менее $2 млрд сохранить на счетах американских банков и пообещать честно распределить их между США и Венесуэлой… когда-нибудь.

На втором этапе, после того как ситуация стабилизируется, США снимут блокаду и санкции и займутся созданием привлекательных условий для работы собственных нефтяных компаний в стране. При этом прорабатываются варианты установления контроля над PDVSA и сохранения системы продаж нефти через американских трейдеров и банки. Нефть должна поступать на мировые рынки, минуя прямые поставки в Китай. Нефтяные компании со своей стороны должны приложить максимум усилий, чтобы возродить нефтяную промышленность Венесуэлы, инвестировать в нее «сотни миллиардов долларов» и только из полученной прибыли компенсировать себе все исторические и будущие затраты. И наконец, на третьем этапе будут проведены выборы и обеспечен переход власти, но с сохранением контроля США. Причем никто точно не говорит, когда такие выборы состоятся. По словам самого Дональда Трампа, это может произойти и через год.

«Мы будем использовать нефть и будем забирать нефть. Мы снижаем цены на нефть и будем давать Венесуэле деньги, в которых она отчаянно нуждается», — кратко описал президент свой план.

По сути же Трамп прекрасно понимает убыточность этого проекта с экономической точки зрения. Никто в Штатах и не ждет, что добыча нефти в бассейне Ориноко вырастет до 3–3,7 млн б/с за два-три года. Главной задачей скорее является установление контроля над Венесуэлой, Латинской Америкой, Атлантикой, странами ОПЕК и всем торговым миром. Военная операция против Венесуэлы стала реализацией одного из главных постулатов обновленной Стратегии национальной безопасности, опубликованной 5 декабря 2025 года, об установлении превосходства США в Западном полушарии. Первоначально этот подход был положен в основу доктрины Монро от 1823 года, что и породило множество шуток о появлении доктрины Донро.

Именно поэтому уже 4 января, когда военные корабли с Николасом Мадуро на борту «еще не остыли», президент США заявил, что теперь ему нужна Гренландия. «Это стратегически важно. Вся Гренландия окружена российскими и китайскими кораблями. Нам нужна Гренландия с точки зрения национальной безопасности, и Дания с этим сама не справится», — объяснил Дональд Трамп.

По этой же причине ВМС США устроили назидательную и картинную погоню за старым пустым танкером теневого флота Marinera, который пытался прорвать американскую блокаду Венесуэлы, поменяв регистрацию с флага Гайаны на флаг России. Погоня длилась 17 дней и 16 ночей без перерывов на дозаправку на протяжении 7,3 тыс. км от Каракаса почти до Шотландии. Закончилась она эпичным захватом танкера с помощью вертолетов и вооруженного десанта ровно тогда, когда появилась информация о том, что на помощь Marinera вышли российские корабли. Как отметил заместитель главы администрации Белого дома Стивен Миллер, несоизмеримый по военной мощи захват пустого старого танкера означает, что только проамериканские суда могут бороздить Атлантику. «Единственным разрешенным видом морской транспортировки энергоносителей будет тот, который соответствует американскому законодательству и требованиям национальной безопасности», — написал он в соцсетях.

Дональд Трамп неоднократно подчеркивал, что Венесуэла — это страна ОПЕК. Контроль над ней означает контроль над ценами. По данным The Wall Street Journal, президент США уже заявил своим советникам, что захват Венесуэлы поможет снизить цены на нефть до $50 за баррель, как он обещал избирателям. Вот только устроит ли этот уровень американские нефтяные компании, которым придется оплачивать «банкет» с восстановлением Венесуэлы, — большой вопрос.

Баба Яга против

Через неделю после захвата Мадуро Дональд Трамп провел в Овальном кабинете Белого дома знаковую встречу с 20 руководителями нефтегазовых компаний. Примечательно, что на ней присутствовали не только главы американских нефтедобывающих гигантов ExxonMobil, Сhevron, ConocoPhillips, но и представители компаний — потенциальных потребителей венесуэльской нефти, таких как индийская Reliance и испанская Repsol. Не забыл Трамп и про мировых трейдеров Vitol и Trafigura, которым предлагается доверить поставки боливарианской нефти на мировые рынки.

Тем самым президент США дал понять, что на базе Венесуэлы будет построена новая мировая цепочка поставок нефти от добычи до продажи конечным покупателям, что отчасти позволит снизить серьезные риски для инвестиций в страну.

Вот только результаты встречи оказались весьма неоднозначными. Трамп потребовал от компаний обеспечить не менее $100 млрд инвестиций без государственных субсидий. Отбить вложения будет возможно за счет продажи венесуэльской нефти. При этом участие в проектах и объемы работ должны быть согласованы с администрацией президента.

Chevron, исторически закрепившаяся в Венесуэле и не покидавшая страну в течение 100 лет, поддержала Трампа, доложила о великолепных перспективах этого региона и своих планах по увеличению добычи. По словам вице-председателя совета директоров Chevron Марка Нельсона, компания готова немедленно увеличить объемы добычи на совместных предприятиях с PDVSA на 100%. «Мы также можем увеличить производство в рамках наших собственных инвестиционных программ примерно на 50% всего за 18–24 месяца», — добавил он.

Но вот другие участники встречи этот энтузиазм не разделяли. Генеральный директор ExxonMobil Даррен Вудс прямо заявил, что считает Венесуэлу «непривлекательной для инвестиций». «Если мы посмотрим на правовые и коммерческие конструкции и механизмы, существующие сегодня в Венесуэле, то увидим, что в эту страну невозможно инвестировать… Там дважды конфисковывали наши активы, так что, как вы понимаете, для возвращения в третий раз потребуются довольно существенные изменения», — сказал Вудс.

Глава Exxon дал понять, что без государственных гарантий безопасности, предоставления выгодных условий работы и защиты вложенных денег компания инвестировать в Венесуэлу не будет.

Генеральный директор ConocoPhillips Райан Лэнс поддержал скептицизм руководства ExxonMobil. В конце концов вместе эти компании потеряли в Венесуэле не менее $13 млрд. Теперь Лэнс требует от правительства США за инвестиции в Боливарианскую Республику проведения аукциона по продаже венесуэльской компании Citgo Petroleum, контролирующей порядка 8% американской нефтепереработки, поскольку Conoco является крупнейшим претендентом на нее.

Кроме того, Райан Лэнс в ходе встречи предложил провести реструктуризацию PDVSA и привлечь Экспортно-импортный банк для участия в любых обсуждениях предоставления финансирования под венесуэльские проекты.

Мировые трейдеры Trafigura и Vitol заверили, что готовы участвовать в продажах венесуэльской нефти, в том числе 50 млн баррелей, переданных Соединенным Штатам из хранилищ страны.

Теперь задача администрации президента США — сбалансировать интересы нефтяных компаний, требующих возврата инвестиций и сохранения стабильности на рынке при невысоких ценах на нефть в $50–$60 за баррель. При этом Трамп четко дал понять, что торг с ним не уместен. «Мне не понравился ответ Exxon. Я, вероятно, буду настаивать на том, чтобы Exxon не участвовала. Они слишком хитрят», — заявил он позднее журналистам. В любом случае каждая компания, желающая или не желающая работать в Венесуэле, должна будет получить разрешение президента.

Сумрачные перспективы

Скепсис ExxonMobil объясним. Первый отпугивающий фактор — колоссальные инвестиции, которые нефтяным компаниям придется сделать в ускоренном темпе. По оценке Rystad Energy, только для поддержания добычи нефти на текущем уровне в 1,1 млн б/с в течение ближайших 15 лет необходимо вложить в доразведку, добычу и строительство инфраструктуры порядка $53 млрд. Возврат к добыче на уровне 3 млн б/с к 2040 году потребует от компаний дополнительно $183 млрд. Из них $30–35 млрд иностранные инвесторы должны предоставить в ближайшие два-три года.

По мнению JPMorgan, чтобы выйти на 3 млн б/с экспорта, в стране нужно простроить сразу несколько нефтеналивных терминалов общей мощностью 1,3 млн б/с стоимостью $5–10 млрд. Еще $30–50 млрд пойдет на модернизацию системы трубопроводов и примерно $50–90 млрд — на строительство новых апгрейдеров по подготовке нефти. Одновременно требуется создать 10–15 ГВт новой генерации и газовую инфраструктуру, что обойдется еще в $40–75 млрд. Кроме того, необходимо строить дороги, завозить и размещать почти весь штат сотрудников, внедрять современные системы контроля и безопасности, разрабатывать новые технологии добычи и так далее. В конечном итоге затраты могут превысить $1 трлн, что несколько несоизмеримо с 2–3 млн б/с дополнительной добычи, особенно на фоне планов Трампа сохранять цены на нефть на уровне $50 за баррель.

Еще одним важным фактором является политическая нестабильность, причем как в Венесуэле, так и в США. Венесуэла — это страна политических анклавов и наркотрафика, юго-запад республики в предгорьях Анд почти неподконтролен правительству. Для борьбы с оппозиционными регионами и анклавами Уго Чавес, а затем и Николас Мадуро поддерживали работу многочисленных «колективос» — вооруженных до зубов полуправительственных, полупартизанских автономных отрядов-коммун левого толка, способных держать под контролем целые регионы страны. Чью сторону займут эти военизированные группировки, сказать сложно, но явно не американских империалистов.

Сейчас Штаты делают ставку на исполняющего обязанности президента Венесуэлы Делси Родригес. Кто ее сменит на этом посту и сможет ли новый кандидат обеспечить маломальский порядок в стране — вопрос непонятный даже для самих США.

А вот следующие выборы президента Соединенных штатов Америки состоятся уже в 2028 году. И нет никаких гарантий того, что вместо мирового апологета нефти к власти не придет сторонник возобновляемой энергетики, который постарается сократить участие США в неликвидных нефтяных проектах.

Неизвестно и то, как поведет себя Китай, который получал нефть Венесуэлы в счет возврата кредитов на $60 млрд. Какие бы гарантии ни давало правительство США, оно не может на 100% застраховать свои компании от многомиллиардных судебных исков со стороны Поднебесной при малейшем ухудшении американо-китайских отношений. При этом КНР остается крупнейшим рынком сбыта тяжелой венесуэльской нефти, а также битума и гудронов. Готовы ли будут китайские независимые НПЗ покупать более дорогую, хоть и легальную нефть Венесуэлы у американских трейдеров, пока непредсказуемо. С другой стороны, за годы санкций НПЗ в США смогли перестроиться на собственную сланцевую нефть, добыча которой началась уже после ухода американских компаний из Венесуэлы. Наводнение рынка Соединенных Штатов венесуэльской нефтью может немного «подвинуть» недешевую местную сланцевую промышленность к великому неудовольствию небольших техасских добывающих компаний — основы электората Трампа.

И наконец, самый главный вопрос: а будет ли спрос на эту нефть в среднесрочном будущем? Большинство аналитиков без всякого захвата Венесуэлы предсказывали затяжной профицит на рынке нефти из-за нарастающей добычи в Канаде, Саудовской Аравии, Гайане, Бразилии и, главное, США. Растущий уровень электрификации и глобальный энергопереход, нравится или не нравится это Трампу, никто не отменял.

Совокупная установленная мощность ВИЭ-генерации в Китае, крупнейшем потребителе нефти, в 2025 году достигла рекордного уровня в 56% от общей установленной мощности. Одновременно падает спрос на нефтепродукты со стороны автомобилистов, активно переходящих на электрокары. По данным Министерства общественной безопасности КНР, на середину 2025 года общее количество электромобилей и гибридов в стране достигло 36,9 млн единиц, или 10,27% всего автопарка.

За последние несколько лет Китай стал гегемоном в производстве солнечных панелей, систем накопления энергии и другого оборудования для ВИЭ-генерации, инвестировав в зеленую энергетику не меньше $2 трлн.

Доля ВИЭ в общем энергобалансе Евросоюза на начало 2025 года достигла 47,4%. Доля продаж электрокаров в общем объеме регистрации новых машин составляет 15,3%. В некоторых странах, таких как Дания, Швеция и Финляндия, порядка 60% всех автовладельцев пересели на электрические авто. В Норвегии (хотя она и не член ЕС) доля электрокаров приблизилась к 93% от общего объема автопарка.

Индия заняла третье место в мире по объемам производства электроэнергии на ВИЭ. Как заявил министр по вопросам новой и возобновляемой энергетики Пралхад Джоши, в 2025 году доля альтернативной энергетики в энергобалансе достигла 50%. Мощность ВИЭ-генерации в настоящее время уже превышает 266 ГВт. При этом страна собирается к 2030‑му инвестировать еще $300 млрд в проекты ВИЭ и системы хранения энергии.

Спрос на нефть, безусловно, продолжит расти. По данным Международного энергетического агентства, к 2050 году он может увеличиться на 13% по сравнению с 2024-м, до 120 млн б/с. Вот только хватит ли этого спроса, чтобы окупить колоссальные затраты на развитие слишком сложной нефтяной индустрии?

В общем, как отметил в комментарии для Reuters специалист по энергетике Хьюстонского университета Эд Хирс, в истории есть немало примеров, когда авантюры правительства не приносили заметных результатов американским компаниям. «Теперь Трамп пополнил список президентов США, свергнувших режимы в богатых нефтью странах. Джордж Буш — в Ираке, Барак Обама — в Ливии. В этих случаях Соединенные Штаты не получили никакой выгоды от нефти. Я боюсь, что история повторится в Венесуэле», — сказал он.

Сообщение Трамп примерил пояс Ориноко появились сначала на Энергетическая политика.

Виталий БУШУЕВ
Генеральный директор Института энергетической стратегии, д. т. н., профессор
Е-mail: vital@guies.ru

Дмитрий СОЛОВЬЕВ
Заместитель генерального директора Института энергетической стратегии, старший научный сотрудник, к. ф.-м. н., Институт океанологии им. П.П. Ширшова РАН
Е-mail: solovev@ocean.ru

Введение

В последние годы внимание к группе стран БРИКС (Бразилия, Россия, Индия, Китай, Южно-­Африканская Республика) значительно возросло. Страны БРИКС представляют собой уникальное объединение, которое занимает важное место как в экономическом, так и в геополитическом контексте [1]. Будущее этого объединения является предметом многочисленных исследований, поскольку оно связано с глубокими трансформациями мировой торговой и политической системы. Расширение состава БРИКС в 2024 г., когда к пяти странам-­основателям присоединились новые участники, усилило интерес к будущей роли блока в условиях глобальных структурных изменений [2].
На протяжении более чем 15 лет страны БРИКС демонстрируют значительные успехи в развитии национальных экономик, укреплении внутренних связей и усилении позиций на мировой арене. Несмотря на это, будущее блока остаётся неопределённым ввиду усиления геополитической конкуренции, изменения структуры мирохозяйственных отношений и возникновения новых систем управления глобальными потоками товаров, энергии и капитала. Как отмечает А. В. Кортунов, БРИКС оказался на очередном историческом рубеже, когда дальнейшее развитие объединения зависит от способности его участников выработать сбалансированную стратегию в условиях многополярного мира [3].
Особое значение приобретают вопросы устойчивого развития, изменения климата и формирования научно обоснованной климато-­экономической политики. Страны БРИКС обладают уникальными природно-­географическими характеристиками. Бразилия, Южная Африка, Китай, Индия Россия имеют обширные морские границы. Значительная часть торговых потоков БРИКС проходит через ключевые океанские транспортные коридоры. Эти особенности делают блок одним из основных акторов, чьи экономические стратегии зависят от состояния океанов и, в свою очередь, оказывают влияние на климатическую систему планеты. Поскольку Мировой океан является главным регулятором глобального климата, аккумулируя более 90% избытка тепла и обеспечивая перераспределение углерода и энергии в системе «океан – атмосфера», торговая активность стран БРИКС неизбежно сопряжена с изменением климатических параметров, режимов судоходства, морских экосистем и океанической циркуляции. Таким образом, прогнозирование торговой динамики БРИКС приобретает междисциплинарное значение и становится важным элементом понимания глобальных климато-­экономических взаимодействий.
Настоящее исследование направлено на анализ и прогнозирование долгосрочной динамики экспорта и импорта стран БРИКС, а также оценку их роли в мировой торговой системе. Прогнозы основаны на исторических данных и использовании методов нейронного прогнозирования, что позволяет учитывать нелинейность экономических процессов и их связь с внешними факторами. Особое внимание уделено оценке того, каким образом торговая экспансия БРИКС и изменение структуры мировых товарных потоков могут коррелировать с глобальными климатическими трендами, включая влияние океана на климатическую систему Земли. Такой подход позволяет сформировать целостное представление о месте БРИКС в формировании новой климато-­экономической реальности.

Стратегическая роль БРИКС в мировой торговой системе и прогнозирование торговой динамики

Прогнозирование динамики экспорта, импорта и общего торгового оборота стран БРИКС является ключевым инструментом анализа тенденций мировой экономики, поскольку БРИКС представляет собой многосложную структуру, сочетающую функции производителей и потребителей широкого спектра товаров и услуг. В отличие от ресурсных коалиций, подобных ОПЕК, объединение БРИКС интегрирует экономики различной специализации, различающиеся по демографическим, технологическим и природно-­ресурсным параметрам [4]. Это делает БРИКС не просто набором экспортёров и импортёров, а формирующимся глобальным каркасом, распределённым на огромной территории и обладающим высокой степенью структурного разнообразия [5].
Стратегическая роль БРИКС в мировой торговой системе усиливается в условиях климатических изменений, которые затрагивают динамику международных морских перевозок, устойчивость цепочек поставок, функционирование портовой инфраструктуры и доступ к ключевым морским коридорам. Около 80% мировых грузов перевозится морским транспортом, а значит зависимость мировых рынков от состояния океанической среды чрезвычайно высока. Страны БРИКС, обладая значительными морскими акваториями (Россия – Арктика и Тихий океан, Китай – Южно-­Китайское море, Бразилия – Атлантика, Индия – Индийский океан, ЮАР – стратегический район вокруг мыса Доброй Надежды), вовлечены в процессы, напрямую связанные с современной климатической повесткой. Изменения температуры океана, усиление штормовой активности, изменение океанических течений и рост уровня Мирового океана могут привести к трансформации морских торговых маршрутов, что создаёт дополнительные вызовы для торговой стратегии стран БРИКС и требует научно обоснованных прогнозов их торговой динамики.
С точки зрения экономической структуры страны БРИКС обладают различными ресурсными базами: углеводороды, уголь, полезные ископаемые, сельскохозяйственные товары, промышленные и высокотехнологичные изделия. Эта диверсификация определяет сложную динамику экспорта и импорта, что делает важным анализ как отдельных составляющих, так и общего торгового оборота. Торговое взаимодействие внутри БРИКС охватывает широкий диапазон направлений – от добывающих отраслей до высоких технологий. Прогнозируя торговую динамику, можно выявить, какие ресурсные и технологические направления будут доминировать и каким образом они будут интегрированы в глобальные цепочки создания стоимости.
Одновременно торговая активность стран БРИКС тесно пересекается с вопросами устойчивого морепользования, включая управление морскими биоресурсами, развитие глубинной добычи, регулирование выбросов в морском транспорте и участие в международных климатических соглашениях. В контексте потепления океана, усиления Эль-­Ниньо/Ла-­Нинья и изменений в меридиональной тепловой циркуляции, влияние торговой экспансии БРИКС на климатическую систему и обратное воздействие океана на экономические стратегии блока становятся взаимосвязанными элементами единой системы «торговля – климат – океан». Таким образом, торговые прогнозы, представленные в настоящем исследовании, могут служить не только экономическим инструментом, но и важной основой для анализа климато-­экономической устойчивости БРИКС.

Описание методики прогнозирования

Для прогнозирования долгосрочной динамики экспорта и импорта стран БРИКС нами использовались методы нейронного прогнозирования, которые предоставляют широкий спектр возможностей для экономического анализа и создания более точных предсказаний [6]. Применение этих методов способствует улучшению качества прогнозов как на уровне национальных экономик, так и в глобальном контексте. Это, в свою очередь, может повысить эффективность экономической политики стран и бизнес-­стратегий их компаний.
Основой прогнозирования стала многослойная нейронная сеть с алгоритмом обратного распространения ошибки [7]. Эта архитектура позволяет учитывать сложные нелинейные зависимости между экономическими показателями, такими как объемы экспорта и импорта, и множеством других взаимосвязанных факторов, влияющих на эти показатели. Важно отметить, что для повышения точности прогнозов в модели предусмотрена возможность включения дополнительных параллельных входов. Это позволяет учитывать коррелированные процессы и их влияние на общую динамику торговли [8].
Для реализации этой нейросетевой модели использовалась программная среда PyCharm Community Edition [9], которая предоставила необходимые инструменты для разработки и тестирования модели. Архитектура сети и алгоритмы, применяемые для обучения и прогнозирования, были адаптированы под особенности данных, характерных для стран БРИКС, что обеспечило возможность учёта специфики каждой экономики и их взаимодействий на международной арене.
Использование нейронных сетей в прогнозировании динамики экспорта и импорта позволило учесть сложные многофакторные связи и предложить высокоточные долгосрочные прогнозы, которые могут быть полезны для анализа будущего экономического развития стран БРИКС.
Для построения прогнозов в данной статье использовались исторические данные, представленные в обзоре НИУ ВШЭ [10]. Эти данные включают статистику по динамике экспорта, импорта и общего торгового оборота между странами БРИКС, что позволило обеспечить надежную базу для дальнейшего анализа и прогнозирования. Эти данные дали возможность оценить текущие и прошлые тренды, а также выявить ключевые факторы, влияющие на торговое взаимодействие между странами-­участниками. Благодаря использованию представленных в обзоре статистических данных удалось создать комплексную нейронную модель прогнозирования, которая учитывает не только текущие тренды, но и возможные изменения в будущем.
В дополнение к нейросетевой модели прогнозирования динамики экспорта, импорта и торгового оборота была разработана формальная система оценки климато-­океанического воздействия на торговые цепочки поставок стран БРИКС. Для этого введён индекс климато‑­торговой уязвимости морской логистики ICTU, представленный на рис. 4, который характеризует степень чувствительности международных морских маршрутов стран БРИКС к изменениям океанических и климатических условий. Индекс рассчитывается как взвешенная сумма нормированных климатических и логистических параметров:

ICTU = α1Ssst + α2Sslr + α3Sstorm + α4Scurr + α5Slog

где:
Ssst – нормированное отклонение температуры поверхности океана (Sea Surface Temperature);
Sslr – показатель локального роста уровня моря вдоль ключевых торговых маршрутов;
Sstorm – интенсивность штормовой активности, выраженная через частоту экстремальных гидрометеорологических событий;
Scurr – индекс изменения крупномасштабной океанической циркуляции (влияние изменений течений на торговые коридоры);
Slog– компонент логистической устойчивости, отражающий надёжность портовой инфраструктуры и транспортных сетей;
αi – весовые коэффициенты, удовлетворяющие условию нормировки:

Каждый компонент индекса предварительно нормируется по формуле:

что обеспечивает сопоставимость величин и корректность последующей агрегации.
Индекс ICTU принимает значения в диапазоне от 0 до 1, где 0 означает минимальную климатическую уязвимость морских торговых маршрутов, а 1 – максимальную климатическую нагрузку и потенциальный риск дестабилизации транспортных цепочек.

Обсуждение полученных результатов прогнозирования

Динамика экспорта и импорта, а также общий торговый оборот между странами БРИКС – это не просто показатели внутренней торговли между отдельными государствами, это ключевые макроэкономические индикаторы того, как будет развиваться глобальная экономическая система в ближайшие годы с учетом перспектив расширения БРИКС.
Прогнозируя эти показатели, мы можем понять, какое место БРИКС займёт в международной системе торговли не только нефтью и газом, но и всеми видами товаров и услуг, и как эта коалиция будет формировать новую мировую экономическую реальность.
Результаты прогнозирования представлены на рис. 1–3.

На рис. 1 показана динамика экспорта между странами БРИКС: для каждой страны (Бразилия, ЮАР, Китай, Индия, Россия) динамика представлена в процентах от общего экспорта страны. На рис. 2 показана динамика импорта между странами БРИКС: аналогично экспорту, для каждой страны (Бразилия, ЮАР, Китай, Индия, Россия) данные об импорте в процентах от общего импорта страны. На рис. 3 показан торговый оборот между странами БРИКС (в млрд долл.). Фактические данные на этих рисунках представлены до 2024 г., а с 2024 г. – прогнозы. Прогнозы получены на основе исторических данных обзора НИУ ВШЭ .

Из рис. 1 видно, что динамика экспорта между странами БРИКС демонстрирует устойчивый рост для всех стран-­участниц, что указывает на продолжающееся укрепление их экономического взаимодействия. В будущем можно ожидать продолжение этих тенденций, что будет способствовать дальнейшей интеграции стран БРИКС в мировую торговую систему.
Бразилия. Средний процент экспорта в рамках БРИКС составляет около 24,8% от общего экспорта страны. За последние годы экспорт между странами БРИКС демонстрировал стабильный рост, начиная с минимума в 18,2% и достигая максимума в 34,9%. В будущем можно ожидать продолжение роста, особенно учитывая тенденцию к расширению экономического взаимодействия между странами, что будет способствовать увеличению доли экспорта Бразилии в рамках БРИКС.
ЮАР. Доля экспорта в рамках БРИКС составляет в среднем 15,3% от общего экспорта страны. Экспорт ЮАР оставался относительно стабильным, с колебаниями от 11,2 до 19,4%. В будущем вероятно сохранение этой стабильности с возможными незначительными колебаниями, отражающими постепенное увеличение экономических связей.
Китай. Средний процент экспорта Китая в страны БРИКС составляет около 7,96%. Это одна из наиболее стабильных стран в плане экспортных показателей с минимальным значением 6,49% и максимальным – 9,41%. В будущем Китай, вероятно, продолжит укреплять свои экономические связи с партнёрами по БРИКС, что приведёт к увеличению доли экспорта.
Индия. Экспорт Индии в рамках БРИКС составляет в среднем 8,58% от общего объема экспорта. За последние годы Индия демонстрировала рост, с минимальным значением 6,77% и максимальным – 10,68%. В будущем ожидается дальнейшее увеличение доли экспорта, отражающее укрепление торговых связей и рост индийской экономики.
Россия. Россия экспортирует в страны БРИКС в среднем 16,22% от общего объема экспорта. За последние годы наблюдается устойчивый рост с минимальным значением 10,18% и максимальным – 21,79%. В будущем Россия, скорее всего, продолжит увеличивать свои экспортные поставки в страны БРИКС, особенно учитывая усиление экономических и политических связей.
Динамика импорта (рис. 2) между странами БРИКС демонстрирует относительно стабильные показатели для всех стран с возможностью дальнейшего роста в будущем. Это отражает устойчивость и значимость экономических взаимодействий внутри блока БРИКС и их важную роль в глобальной системе торговли.
Бразилия. Средний процент импорта из стран БРИКС составляет 26,95% от общего объема импорта страны. Минимальный показатель был на уровне 21,4%, а максимальный достигал 29,8%. В будущем можно ожидать дальнейшего роста этой доли, так как Бразилия продолжит укреплять экономические связи с другими странами БРИКС, что приведет к увеличению импорта из этого блока.
ЮАР. Доля импорта ЮАР из стран БРИКС составляет в среднем 24,89%. Импорт колебался от 20,4 до 29,4% на протяжении последних лет. В будущем вероятно продолжение этой стабильности с возможными периодическими увеличениями, что отражает активное сотрудничество ЮАР с другими странами БРИКС в сфере торговли.
Китай. Средний процент импорта Китая из стран БРИКС составляет около 9,6%. Импорт Китая оставался относительно стабильным, колеблясь между минимальным значением 7,67% и максимальным – 11,52%. В будущем можно ожидать, что эта доля может вырасти по мере расширения взаимной торговли внутри БРИКС, особенно в свете экономического роста других стран блока.
Индия. Импорт Индии из стран БРИКС составляет в среднем 22,78% от общего объема импорта. За последние годы наблюдались колебания между 20,7 и 26,2%. В будущем Индия, вероятно, будет продолжать наращивать импорт из стран БРИКС, что обусловлено её потребностями в различных ресурсах и товарах, которые она получает от своих партнеров по блоку.
Россия. Средняя доля импорта России из стран БРИКС составляет 25,3%. Импорт России также показывает стабильную динамику в коридоре от 21,9 до 28,8%. В будущем Россия, скорее всего, сохранит высокий уровень импорта из стран БРИКС, что связано с углублением торговых и экономических связей в рамках этого объединения.
Торговый оборот между странами БРИКС (рис. 3) демонстрирует значительную динамику за последние годы. Средний объем торговли между странами блока составляет около 486,2 млрд долл., при этом минимальное значение торгового оборота было зафиксировано на уровне 270,6 млрд долл., а максимальное – 701,6 млрд долл.
Торговый оборот (рис. 3) стремительно рос и продолжит увеличиваться после 2024 г., что свидетельствует о глубоком экономическом взаимодействии и интеграции между странами БРИКС. В будущем можно ожидать дальнейшего увеличения торгового оборота между этими странами, что будет обусловлено тремя основными факторами:
Увеличение взаимных инвестиций и торговых соглашений, которые способствуют развитию различных отраслей.
Укрепление связей между экономиками стран БРИКС, в частности, в таких сферах, как промышленность, технологии и агропромышленный комплекс.
Расширение сотрудничества в области высокотехнологичной продукции и услуг, что также увеличит объемы взаимной торговли.
Прогноз показывает высокую вероятность того, что в ближайшие годы и до 2036 г. торговый оборот продолжит расти и превысит текущие максимальные значения, отражая важную роль БРИКС в глобальной торговой системе.
Дополнительный анализ, представленный на рис. 4, отражает динамику индекса климато‑­торговой уязвимости морской логистики стран БРИКС и позволяет рассматривать торговую интеграцию блока в контексте усиливающихся океанических и климатических процессов. Значения индекса в период 2010–2024 гг. свидетельствуют о постепенном, но устойчивом росте уязвимости, связанной с нарастающими климатическими нагрузками на морскую инфраструктуру. В этот период рост индекса составляет в среднем от 1,5 до 2% в год, что коррелирует с глобальными тенденциями увеличения частоты экстремальных погодных явлений, выявленными в докладах IPCC [13]. После 2024 г., согласно прогнозу, наблюдается ускорение роста уязвимости: прирост индекса достигает 2,5–3% ежегодно, что связано с ожидаемым дальнейшим повышением температуры поверхностных вод океана, усилением циклонической активности и изменением конфигурации океанической циркуляции, включая возможное ослабление южно-атлантической и индийско-­тихоокеанской составляющих меридиональной тепловой циркуляции. Эти процессы оказывают непосредственное влияние на ключевые морские маршруты, используемые странами БРИКС, включая порты Бразилии на Атлантике, глубоководные порты ЮАР в районе мыса Доброй Надежды, стратегические узлы Индийского океана в Индии, маршруты Южно-­Китайского моря, а также арктические и дальневосточные порты России.

Рост индекса климато‑­торговой уязвимости отражает усложнение логистической среды и свидетельствует о возрастающей зависимости торговых цепочек от состояния океанической среды. Прогнозные значения индекса указывают, что к 2036 г. его прирост относительно уровня 2010 г. может превысить 150%, что соответствует среднесрочным климатическим сценариям, обсуждаемым в современной климато-­экономической литературе [14]. Эта тенденция согласуется с выводами о значительной роли океана в формировании глобальных климатических аномалий и долгосрочных изменений транспортоориентированных климатических рисков [15].
Таким образом, динамика индекса климато‑­торговой уязвимости показывает, что усиление торговой интеграции стран БРИКС происходит в условиях возрастающего давления климатических процессов на морскую логистическую инфраструктуру. Нарастающая климатическая нагрузка делает Мировой океан одним из ключевых факторов, определяющих устойчивость и предсказуемость торговых потоков, а также подчёркивает необходимость адаптационных мер и разработки совместных климато-­экономических стратегий в рамках БРИКС. Это соответствует современной международной практике оценки климатических рисков и требованиям к повышению устойчивости глобальных цепочек поставок в условиях изменения климата [15].

Выводы

Прогнозирование долгосрочной динамики экспорта, импорта и общего торгового оборота стран БРИКС демонстрирует возрастающую роль этого объединения в формировании новой мировой экономической системы. Уникальность блока заключается не только в его ресурсной и производственной мощи, но и в его геостратегическом положении, что подтверждается устойчивым ростом взаимных экономических связей. Несмотря на структурные различия экономик, страны БРИКС демонстрируют стремление к интеграции в глобальные торговые процессы, что позволяет им укреплять свои позиции на мировой арене и формировать альтернативные механизмы международного экономического взаимодействия.
Результаты исследования показывают, что рост торгового оборота между странами БРИКС сохраняется и в долгосрочной перспективе, что подтверждается как историческими данными НИУ ВШЭ, так и прогнозами, основанными на нейронных методах анализа. Динамика торговли БРИКС отражает не только экономическое сближение стран, но и формирование новой глобальной структуры, способной предложить модели координации и кооперации в условиях многополярного мира. Этот процесс усиливается необходимостью согласованного реагирования на глобальные вызовы, среди которых особое значение приобретают климатические изменения и состояние Мирового океана.
Страны БРИКС обладают значительными морскими акваториями, через которые проходит существенная часть их внешнеторговых потоков. Мировой океан выступает ключевым регулятором климата, аккумулируя тепло, углерод и обеспечивая механизмы климатической циркуляции. Изменения его состояния – повышение температуры, усиление экстремальных гидрометеорологических явлений, трансформация океанических течений и повышение уровня моря – оказывают прямое воздействие на глобальную систему морских перевозок, устойчивость портовой инфраструктуры и безопасность международных логистических цепочек. Таким образом, торговая динамика БРИКС тесно сопряжена с климатическими процессами, а оценка её будущих тенденций может служить инструментом анализа климато-­экономической устойчивости блока.
В этом контексте важное значение приобретает роль России в составе БРИКС, особенно в период её председательства. Как отметил главный экономист ВЭБ.РФ А. Клепач, Россия становится одним из ключевых участников формирования новой международной экономической и финансовой архитектуры, опирающейся на растущее влияние развивающихся рынков [11]. Совокупная доля БРИКС уже превышает треть мировой экономики по паритету покупательной способности и охватывает более 60% населения мира. Это означает, что решение климатических и экологических задач, включая проблемы, связанные с устойчивостью Мирового океана, невозможно без участия БРИКС.
По данным Всемирного банка, доля БРИКС в мировом ВВП по ППС достигла 35,7% в 2023 г., тогда как удельный вес «Большой семёрки» снизился до 29% [12]. Согласно прогнозам, к 2025 г. на БРИКС будет приходиться более 37% мировой экономики [5], что коррелирует с выявленными в настоящей работе тенденциями роста торгового оборота. Продолжение этих трендов после 2025 г. свидетельствует о дальнейшем углублении экономической интеграции и расширении влияния блока на мировые рынки.
Следовательно, усиление торговых связей внутри БРИКС определяет не только экономическое развитие стран блока, но и их способность влиять на формирование климатической повестки, включая вопросы адаптации морской инфраструктуры, регулирования выбросов в морском транспорте и управления океаническими ресурсами. В условиях роста климатических рисков именно страны БРИКС, обладающие масштабными океанскими пространствами и значительной долей морской торговли, могут стать ключевыми участниками разработки согласованных подходов к обеспечению климатической устойчивости мировой экономики. Таким образом, интеграция торговых, экономических и климатических стратегий внутри БРИКС становится необходимым элементом формирования новой глобальной экономико-­климатической архитектуры.

Работа выполнена при поддержке Министерства науки и высшего образования Российской Федерации (госзадание FMWE‑2024–0017).

Сообщение Формирование климато-экономической реальности XXI века: торговое развитие БРИКС и роль Мирового океана в глобальных процессах появились сначала на Энергетическая политика.

Гюльнар ХАЛОВА
Профессор, д. э. н., главный научный
сотрудник Центра центральноазиатских исследований, ИКСА РАН
Е-mail: khalova@iccaras.ru

Введение

Введение беспрецедентных санкционных мер со стороны США и ЕС против Российской Федерации, а также против государств, потенциально способных оказывать ей поддержку, создало уникальные условия для проверки устойчивости сотрудничества России и Саудовской Аравии. Этот период стал своеобразным стресс-­тестом для всех участников нефтегазового рынка, выявив как сильные стороны сотрудничества, так и существующие вызовы.
Саудовская Аравия и Российская Федерация являются крупнейшими в мире производителями и экспортерами нефти (рис. 1).
В 2024 г. на данные страны пришлось более 53% от мировой добычи нефти, что также подтверждает торговый потенциал данных государств, на долю которых приходится порядка 43% от мирового экспорта (рис. 2).

Предпосылки сотрудничества РФ и Саудовской Аравии в нефтегазовой сфере

В 2014 г. мировая нефтяная отрасль демонстрировала четкую зависимость от основных факторов: деятельности Организации стран-­экспортеров нефти (ОПЕК), независимых экспортеров (РФ и др.) и объемов добычи сланцевой нефти в США. Противостояние между этими ключевыми игроками нефтяного рынка привело к нарушению рыночного равновесия, что проявилось в резком снижении цен и последующем отраслевом кризисе, начавшемся в тот период. Сложившаяся ситуация характеризовалась тем, что традиционные экспортеры нефти и газа предпринимали усилия для сохранения своих рыночных позиций и их дальнейшего укрепления, тогда как новые участники нефтегазового рынка активно пытались изменить существующую расстановку сил. Эти обстоятельства вынудили страны ОПЕК активизировать поиск путей координации действий с Российской Федерацией для стабилизации цен на углеводородное сырье. Независимые страны – нефтеэкспортеры в 2016 г. объединились в ОПЕК+, в которую вошли Россия, Бразилия, Мексика, Казахстан, Оман, Азербайджан, Малайзия, Бахрейн, Южный Судан, Судан, Бруней. Ключевым участником ОПЕК+ является Российская Федерация, на долю которой в 2024 г. пришлось 11,6% от мировой добычи нефти и 10,1% от мирового экспорта нефти. С 2016 г. начался этап сотрудничества стран ОПЕК+. Основой сотрудничества стало согласование объемов добычи нефти с целью поддержания цен на выгодном для участников уровне. Реализация совместных решений осуществлялась на рациональной основе, что позволяет достигать главной цели – максимизации доходов от экспорта углеводородов. При этом важно отметить, что соглашение ОПЕК+ имело не только экономическое, но и важное политическое измерение. Ключевыми игроками ОПЕК+ являются Саудовская Аравия и Российская Федерация.
Влияние нефтяного альянса России и Саудовской Аравии на мировую экономику уже проявляется в динамике цен на нефть (рис. 3).

Такой ценовой диапазон соответствовал интересам обеих стран, поскольку их бюджетные системы в значительной степени зависят от доходов нефтяного сектора. Однако в Саудовской Аравии система управления нефтяными ресурсами отличается более централизованной структурой: государственная компания Saudi Aramco обеспечивает прозрачность налоговых поступлений и эффективное регулирование добычи, что упрощает контроль над отраслью.
Сознательное ограничение добычи с целью поддержания стабильно высоких цен и увеличения прибыли представляет собой рациональную стратегию, которую обе страны успешно реализуют. В частности, Саудовская Аравия в 2023 г. начала сокращение добычи на 1 млн барр./с, а Россия объявила о снижении экспорта на 500 тыс. барр./с. С изменением ситуации на нефтяном рынке во втором квартале 2025 г., страны синхронно приступили к постепенному повышению добычи нефти, которое позволит к сентябрю 2025 г. выйти из добровольных сокращений.
Как выше отмечалось, хотя текущие договоренности формально существуют в рамках сделки ОПЕК+, реальное влияние на рынок определяется позициями двух ключевых игроков – России и Саудовской Аравии. После кризиса 2020 г., вызванного пандемией и обвалом цен, участники рынка пришли к выводу, что координация действий более выгодна, чем дестабилизирующая конкуренция.

Этапы развития диалога Саудовской Аравии и России

Стремление Саудовской Аравии к развитию диалога с Россией обусловлено рядом стратегических факторов. Будучи одним из основателей ОПЕК и мировым лидером по добыче нефти, королевство долгое время формировало свою внешнюю политику в тесной связке с Соединёнными Штатами, выступая важнейшим игроком в регулировании глобальных цен на углеводороды. Однако в течение последних десяти лет именно шаги Вашингтона в энергетической сфере стали ключевым элементом, ослабляющим исторически сложившееся влияние саудовского государства.
Ключевым моментом в развитии отрасли стало достижение Соединёнными Штатами технологического превосходства в сфере углеводородной добычи в 2009 г. [27], что позволило им занять место среди трёх крупнейших мировых поставщиков нефти наряду с Российской Федерацией и Саудовской Аравией. В отличие от саудовской модели, где государство жёстко регулирует уровни нефтедобычи, американская система характеризуется значительной автономией частных нефтяных компаний в определении производственных мощностей.
Традиционно США влияли на нефтяные рынки за счет двух ключевых механизмов: наращивания сланцевой добычи и использования стратегических нефтяных запасов (СНЗ (SPR). Однако сланцевая отрасль столкнулась с технологическими и инфраструктурными ограничениями, что привело к стагнации объемов добычи. Что касается СНЗ, то его запасы сократились почти вдвое по сравнению с первоначальным уровнем, что резко снижает потенциал его использования для ценового регулирования. Кроме того, экологическая политика тогдашней администрации, ориентированная на «зеленый переход», дополнительно сужала возможности для маневрирования в нефтяном секторе.
Несмотря на то, что Соединённые Штаты занимают лидирующие позиции в мировой нефтедобыче (примерно 12 млн барр./с.), их внутренний спрос (порядка 20 млн баррелей) существенно опережает собственное производство. Вследствие этого чистый экспорт нефти из страны не превышает 4 млн барр. ежесуточно, в то время как объёмы импорта достигают 7 млн барр. [25]. Подобная диспропорция формирует устойчивую зависимость США от внешних поставщиков углеводородов, что существенно снижает их способность оказывать решающее влияние на ценовую политику на мировом рынке.
При анализе возможных коалиций, способных противостоять российско-­саудовскому альянсу, становится очевидным отсутствие консолидированной позиции среди ведущих экономик. В ЕС отсутствуют значимые производители, за исключением Норвегии, чья добыча (около 2 млн барр./с.) не может оказать существенного влияния на глобальный рынок. Международное энергетическое агентство (МЭА), несмотря на свой авторитет, объединяет в основном страны-­импортеры, что снижает его оперативные возможности.
Активизация энергетического сотрудничества между Россией и Саудовской Аравией стала особенно заметна после официального визита российского президента В. В. Путина в Эр-­Рияд в феврале 2007 г. Тем не менее, существенный прорыв в двусторонних отношениях произошел только спустя десять лет, в октябре 2017 г., когда король Салман бен Абдель Азиз Аль Сауд совершил исторический визит в Россию [3]. В ходе переговоров были подписаны ключевые договоренности, включая контракты на поставку российских вооружений в Саудовскую Аравию и масштабные инвестиционные проекты в российскую энергетику [26].
Учащение контактов между двумя странами в период с 2015 по 2018 гг. указывает на формирование устойчивого стратегического альянса. Центральной фигурой в развитии этих отношений стал наследный принц Мухаммед бен Салман Аль Сауд, который за указанный период пять раз посещал Москву: в июне и октябре 2015 г., мае 2017 г., а также дважды в 2018 г. (июнь и декабрь) [4]. Одним из наиболее значимых его предложений стала инициатива по заключению долгосрочного (10–20 лет) соглашения между ОПЕК и Россией, направленного на регулирование объемов добычи нефти, озвученная в 2018 г. [21]. Параллельно укреплялось сотрудничество на корпоративном уровне, в частности, между «Газпром нефтью» и Saudi Aramco, которые договорились о расширении совместных проектов в нефтегазовой отрасли [2]. Углубление политического диалога между Россией и Саудовской Аравией в 2000–2010‑х гг. стало отражением трансформации не только ближневосточной подсистемы международных отношений, но и глобальной экономико-­политической архитектуры в целом [7].
Особое значение имела способность РФ и Саудовской Аравии находить баланс интересов, что в конечном итоге привело к стабилизации нефтяных цен после продолжительного периода волатильности. Российско-­саудовский диалог стал тем катализатором, который позволил преодолеть первоначальный скептицизм других участников и создать эффективную систему принятия решений в рамках расширенного формата. Этот успех продемонстрировал, что даже в условиях конкуренции крупнейшие нефтедобывающие страны способны вырабатывать согласованные подходы для поддержания рыночной стабильности.
В 2023 г. между Российской Федерацией и Королевством Саудовская Аравия было достигнуто стратегическое соглашение о координации действий в нефтяной сфере, предусматривающее взаимное сокращение объемов добычи углеводородов. Данное решение оказывает существенное влияние на глобальный энергетический рынок, что вызывает закономерный вопрос о долгосрочности и эффективности такого партнерства.
15 июля 2025 г. состоялись переговоры между министром природных ресурсов и экологии России Александром Козловым и министром промышленности и минеральных ресурсов Саудовской Аравии Бандаром Аль-­Хорейефом, в ходе которых стороны обсудили перспективы совместной деятельности в области геологоразведки и разработки месторождений. Диалог подтвердил обоюдную заинтересованность в углублении двустороннего взаимодействия, выходящего за рамки нефтегазового сотрудничества.
Российская сторона выразила готовность передать саудовским партнерам накопленный опыт в сфере геологоразведочных работ и переработки минерального сырья. Особое внимание было уделено российским технологиям поиска и освоения подземных вод, что представляет стратегический интерес для Саудовской Аравии в условиях дефицита водных ресурсов. Кроме того, обсуждались возможности совместной разведки месторождений на Аравийском щите и в акватории Красного моря, где прогнозируются значительные запасы полезных ископаемых.

Основные направления экспорта нефти Саудовской Аравией

В настоящее время энергобаланс КСА остается зависимым от традиционных источников: в 2022 г. общий объем генерации составил 401,6 ТВт·ч, из которых 32,7% пришлось на нефть, 67% – на природный газ, и лишь 0,2% – на возобновляемые источники энергии (ВИЭ). Согласно аналитическим данным Статбюллетеня ОПЕК (2023 г.), ключевыми потребителями саудовской нефти выступают страны Азиатско-­Тихоокеанского региона, представленные как государствами-­членами ОЭСР, так и крупнейшими развивающимися экономиками – Китаем и Индией. Согласно аналитическим прогнозам, в долгосрочной перспективе (до 2045 г.) основной рост мирового спроса на углеводородное сырье будет сосредоточен в странах, не входящих в ОЭСР, где ожидается увеличение потребления на 69 млн барр./с. Особую роль в этом процессе сыграет Индия, на которую, по оценкам экспертов, придется около 28% совокупного прироста потребления.
Наблюдается устойчивая положительная динамика нефтяного спроса в ведущих азиатских экономиках. Так, потребление Китая, достигшее 14,9 млн барр./с. в 2022 г., к 2045 г. может вырасти до 18,8 млн барр. Схожие тенденции характерны и для других государств Азиатского региона, где общий объем потребления нефтепродуктов потенциально увеличится до 13,6 млн барр./с. Таким образом, КСА имеет значительные возможности для наращивания экспортных поставок углеводородов в указанные регионы [19, с. 312–318]. Параллельно с этим саудовское руководство активно реализует проекты по созданию инновационных экогородов, таких как Neom, которые должны стать центрами внедрения передовых ESG-технологий.

«Видение – 2030»

Саудовская Аравия позиционирует себя не только как ключевой игрок на нефтяном рынке в рамках ОПЕК, но и как перспективный лидер в области внедрения экологически чистых технологий. Ключевыми направлениями сотрудничества РФ и Саудовской Аравии должна стать добыча редкоземельных металлов, лития и урана – критически важных компонентов для высокотехнологичных отраслей промышленности и энергетики. Российские эксперты примут участие в Форуме минералов будущего, который пройдет в Эр-­Рияде в 2026 г., что подчеркивает долгосрочный характер партнерства. Для координации совместных инициатив создана двусторонняя рабочая группа, которая займется разработкой и реализацией конкретных проектов.
Несмотря на то, что нефтегазовый сектор продолжает формировать около 40% ВВП страны, программа «Видение – 2030», инициированная в 2016 г., ставит целью диверсификацию экономики и увеличение доли несырьевого экспорта до 50% к 2030 г. [10, с. 54–78]. В энергетическом секторе приоритет отдается трем основным направлениям: повышению энергоэффективности, развитию мощностей ВИЭ и внедрению технологий переработки отходов в энергию (Waste-to-energy) [22, с. 455–473].
Флагманским проектом данной стратегии стало создание умного города Neom на северо-­западе страны, в провинции Табук. Этот амбициозный мегаполис задуман как испытательный полигон для инновационных решений в энергетике, биотехнологиях и цифровой сфере. Проект призван не только укрепить технологическое лидерство КСА, но и стать платформой для экспорта саудовских инфраструктурных решений в регионе, включая такие страны как ОАЭ и Катар. Особую роль в реализации проекта играют китайские подрядчики, чей опыт работы в экстремальных климатических условиях оказался незаменимым для создания «города будущего» в пустынной местности.
Для достижения стратегических целей Саудовская Аравия планирует к 2030 г. довести мощность генерации на основе ВИЭ до 58,7 ГВт. В структуре возобновляемой энергетики предусмотрено значительное преобладание солнечной энергетики (40 ГВт), существенная доля ветроэнергетики (16 ГВт) и заметная роль концентрированной солнечной энергии (2,7 ГВт) [15, с. 1–21].
Однако расширению использования ВИЭ препятствует ряд существенных ограничений, главным из которых остается низкая рентабельность генерации. Отсутствие технологий каскадного применения инфраструктурных решений не позволяет достигать синергетического эффекта от масштабирования территорий и, как следствие, снижать затратную нагрузку на конечных потребителей (B2C, B2G и B2B-сегменты). Доходность возобновляемой энергетики пока существенно уступает нефтяному сектору, что ограничивает возможности государства по перераспределению социальных благ [14, с. 98–119].
Значительным катализатором двустороннего сотрудничества стало вхождение Саудовской Аравии в состав БРИКС в 2024 г. Российское председательство в этом объединении, которое охватывает более 36% мирового ВВП (по ППС) и 45% населения планеты [28], создает дополнительные возможности для реализации совместных проектов. Перспективным направлением двустороннего сотрудничества может стать реализация совместных проектов в рамках Стратегии экономического партнерства БРИКС до 2025 г. Особое внимание предполагается уделить разработке и внедрению технологий, направленных на сокращение углеродных выбросов в энергетическом секторе.
Значительный потенциал взаимодействия просматривается в области атомной энергетики. Хотя в настоящее время Саудовская Аравия не располагает действующими ядерными реакторами, развитие атомной генерации включено в число приоритетов диверсификации национального энергобаланса. Координацией данной деятельности занимается Центр короля Абдуллы по ядерной и альтернативной энергетике (K.A.CARE), созданный в 2010 г. Как подчеркивал президент центра Хашем ибн Абдалла Ямани в ходе 61‑й сессии Генеральной конференции МАГАТЭ (2017 г.), развитие мирной ядерной энергетики занимает ключевое место в программе «Видение – 2030» и рассматривается руководством королевства как важный элемент обеспечения устойчивого развития страны [1].
Перспективными направлениями сотрудничества могут стать:
строительство атомных энергоблоков с участием российских технологий;
подготовка кадров для саудовской атомной отрасли;
совместные исследования в области ядерных технологий;
разработка нормативно-­правовой базы в атомной сфере.
Энергетическое партнерство двух стран развивается на прочной институциональной основе и имеет значительный потенциал для расширения, особенно в контексте глобального энергоперехода и стремления Саудовской Аравии к диверсификации экономики.
Эволюция саудовской атомной программы демонстрирует переход от масштабных, но недостаточно конкретизированных планов 2011 г. (предусматривавших строительство 16 реакторов стоимостью более 100 млрд долл. США к 2030 г. [24]) к более реалистичной и поэтапной стратегии. Современный подход предполагает ввод в эксплуатацию двух атомных станций мощностью 1,4 ГВт каждая с перспективой постепенного увеличения суммарной мощности до 17 ГВт к 2040 г. [23]. В борьбе за право реализации этих проектов участвуют ведущие мировые поставщики ядерных технологий, включая российский «Росатом», китайскую CNNC, южнокорейскую Kepco, французскую EDF и американскую Westinghouse.
Институциональная база российско-­саудовского сотрудничества в атомной сфере была заложена подписанием межправительственного соглашения о мирном использовании атомной энергии в 2015 г. [8]. Дальнейшее развитие взаимодействия включало принятие дорожной карты сотрудничества между центром короля Абдуллы и российской госкорпорацией в 2017 г. [6], открытие представительства «Русатом Оверсиз» в Эр-­Рияде в 2019 г. и официальное участие «Росатома» в тендере 2022 г. [5].
Госкорпорация «Росатом» обладает существенными конкурентными преимуществами в борьбе за реализацию атомных проектов в Саудовской Аравии. Российская корпорация занимает лидирующие позиции в мире по количеству строящихся за рубежом энергоблоков, которых насчитывается более 35, а также имеет успешный опыт работы в сложных климатических условиях Ближнего Востока. Особого внимания заслуживает технологическая платформа ВВЭР‑1200 поколения 3+, которая характеризуется 60‑летним сроком эксплуатации, современными системами безопасности и уникальной способностью адаптироваться к переменным нагрузочным режимам. Эти технико-­экономические характеристики делают российские атомные технологии особенно конкурентоспособными на саудовском рынке. Особое внимание «Росатом» уделяет комплексному сопровождению проектов, включающему подготовку местных кадров через стажировки на российских АЭС и длительное техническое сопровождение. Гибкость в выборе форматов сотрудничества – от схем «строительство – владение – эксплуатация» до EPC-контрактов и поставок топлива – позволяет адаптировать предложение под конкретные требования заказчика.
Стратегический курс Саудовской Аравии на диверсификацию экономики и сокращение зависимости от нефтегазовых доходов обусловил повышенное внимание к развитию водородной энергетики, особенно в контексте реализации амбициозного проекта Neom. Полномасштабное производство «зеленого» водорода планируется запустить уже в 2026 г., что свидетельствует о серьезности намерений королевства в этом направлении.
Российско-­саудовское сотрудничество в водородной сфере обладает значительным потенциалом. Значительный научно-­технический интерес представляет инновационная технология электролиза воды, разработанная специалистами Госкорпорации «Росатом». В основе данного решения лежит применение анионообменной мембраны на базе неорганического волокнистого материала, проводимость которого обеспечивается введением катионов калия посредством щелочной обработки [20, с. 1577–1583]. Российские разработки в области водородных технологий могут стать важным элементом сотрудничества между двумя странами, способствуя реализации их взаимных интересов в области энергетического перехода и технологической модернизации [17].
Оба государства демонстрируют растущий спрос на экологически чистый водород, при этом их стратегии развития водородной энергетики отражают особенности национальных энергосистем. Согласно аналитическим прогнозам, к середине века Саудовская Аравия может обеспечить около 5,5% мирового потребления водорода, тогда как доля России способна достичь 7,8% [18, с. 2023]. Российская Федерация, обладая крупнейшими в мире запасами природного газа и развитой газотранспортной инфраструктурой, концентрируется на производстве «голубого» водорода с использованием технологий улавливания и хранения углерода (CCS). В то же время Саудовская Аравия, благодаря исключительным климатическим условиям (высокий уровень солнечной инсоляции и значительный ветропотенциал), делает стратегическую ставку на «зеленый» водород, производимый исключительно за счет возобновляемых источников энергии. Экономическая эффективность данного подхода подтверждается тем, что солнечная и ветровая генерация в королевстве достигла рекордно низкой стоимости производства электроэнергии [16]. Масштаб саудовских инвестиций в водородную отрасль свидетельствует о серьезности намерений: только в 2020 г. объем финансирования соответствующих проектов превысил 900 млн долл. США [13].
В России сформировался уникальный научно-­производственный комплекс в сфере водородных технологий, объединяющий ключевых игроков энергетического сектора. Российские корпорации демонстрируют значительные достижения в области инновационных энергетических технологий. Госкорпорация «Росатом» реализует уникальный проект по созданию атомной энерготехнологической станции, использующей высокотемпературные газоохлаждаемые реакторы (ВТГР), не имеющие аналогов в мировой практике. Параллельно ПАО «Газпром» разработало экспериментальную мобильную установку плазменного получения водорода и проводит перспективные исследования в области переработки углекислого газа в синтетические топливные продукты. АФК «Система» также внесла существенный вклад в развитие водородной энергетики, создав линейку транспортных средств на топливных элементах, включая беспилотные авиационные системы и водный транспорт.
В Саудовской Аравии становление водородной энергетики, несмотря на значительный потенциал, сопровождается преодолением существенных технологических и инфраструктурных ограничений. Основные сложности связаны с необходимостью создания специализированной транспортной системы, разработкой нормативной базы по безопасности и решением вопросов долгосрочного хранения водорода. В этом контексте накопленный российскими компаниями опыт в области водородных технологий представляет значительную ценность для саудовских партнеров. Технологические решения «Росатома» в сфере хранения и транспортировки водорода, инфраструктурные разработки «Газпрома» и инновационные транспортные платформы российских производителей могут стать важным ресурсом для реализации амбициозных энергетических проектов королевства.
Современные исследования в области водородной энергетики концентрируются на трех основных направлениях: усовершенствовании электролизных технологий, модернизации производственных мощностей и сокращении стоимости производства. Особое значение приобретает формирование целостной инфраструктурной экосистемы, предусматривающей внедрение передовых технологий хранения и транспортировки водорода, включая создание специализированных трубопроводных систем. В этом контексте ключевой задачей становится разработка экономически эффективных решений для интеграции водородной энергетики в существующие энергосистемы. Эти технологические вызовы открывают значительные перспективы для российско-­саудовского сотрудничества, включая обмен передовыми разработками и реализацию совместных образовательных инициатив по подготовке квалифицированных кадров.
Инвестиционная составляющая партнерства демонстрирует устойчивую динамику. В марте 2022 г. инвестиционная компания Kingdom Holding Co., находящаяся под контролем принца Аль-­Валида бен Талала, произвела масштабные инвестиции в акции ведущих российских энергетических корпораций. Общий объем вложений составил 526 млн долл. США, включая приобретение акций ПАО «Роснефть» на сумму 52 млн долл. США, ПАО «Газпром» на 365 млн долл. США и ПАО «Лукойл» на 109 млн долл. США.
Параллельно наблюдается активное участие российских компаний в реализации стратегических проектов на территории Саудовской Аравии. В частности, «Лукойл Оверсиз» осуществляет деятельность в нефтегазовом секторе, в то время как «Стройтрансгаз» и «Глобалстрой – Инжиниринг» успешно реализуют крупные инфраструктурные проекты. Такое двустороннее сотрудничество демонстрирует устойчивую взаимозависимость энергетических секторов обеих стран, несмотря на сложившуюся международную политическую конъюнктуру.
Научно-­техническое сотрудничество между Россией и Саудовской Аравией выходит на новый уровень через реализацию совместных образовательных и исследовательских инициатив. В частности, Российский фонд прямых инвестиций (РФПИ) и Saudi Aramco обсуждают создание на базе Московского государственного университета имени М. В. Ломоносова специализированного научного центра. Основной фокус его деятельности будет сосредоточен на разработке инновационных методов геологоразведки и совершенствовании технологий анализа нефтяных месторождений.
Дополнительным свидетельством углубления двустороннего взаимодействия стало заключение меморандума о создании Российско-­Саудовского института энергетического сотрудничества. В этом проекте принимают участие ведущие образовательные учреждения обеих стран: Московский государственный институт международных отношений (МГИМО), Международный институт энергетической политики и дипломатии (МИЭП), а также Университет нефти и полезных ископаемых имени Короля Фахда. Деятельность института будет направлена на подготовку высококвалифицированных специалистов и разработку стратегических решений в энергетической сфере.
Сотрудничество между двумя странами сталкивается с комплексом вызовов, включая ценовую волатильность на углеводородных рынках в условиях энергетического перехода, геополитическую нестабильность в регионе Ближнего Востока, а также усиливающуюся конкуренцию в перспективных сегментах энергетики, таких как водородная отрасль. Эти факторы создают дополнительные сложности для координации действий в энергетической сфере.
Для минимизации указанных вызовов стороны создали прочную институциональную основу сотрудничества. Энергетическое взаимодействие между Россией и Саудовской Аравией осуществляется через систему устойчивых институциональных механизмов. Ключевую роль в этом процессе играет Совместная межправительственная комиссия по торгово-­экономическому и научно-­техническому сотрудничеству, в структуре которой функционируют специализированные рабочие группы [9, с. 177–188]. Особое значение придается деятельности рабочей группы по энергетическому сотрудничеству и рабочей группы по нефтегазовой сфере. Последняя включает отдельную подгруппу по технологическому взаимодействию.

Заключение

Несмотря на существующие вызовы, энергетическое партнерство между двумя странами продолжает развиваться благодаря взаимодополняющему характеру их технологических, инвестиционных и научных потенциалов. Институциональная база сотрудничества позволяет системно решать возникающие вопросы и реализовывать совместные проекты в энергетической сфере.
Стратегическое партнерство России и Саудовской Аравии в сфере энергетической трансформации открывает значительные перспективы для взаимовыгодного технологического сотрудничества. Ключевым условием успешной реализации этого потенциала выступает формирование благоприятной инвестиционной среды, предусматривающей обмен передовыми бизнес-­практиками, совершенствование логистической инфраструктуры и разработку адаптивных коммерческих механизмов. Особый интерес представляет сотрудничество в области создания экологически устойчивых водородных технологий, включая производственные процессы, системы хранения и транспортные решения с минимальным углеродным следом.
Значительные возможности связаны с учреждением двусторонних научно-­исследовательских структур, ориентированных на разработку прорывных технологий в традиционной и возобновляемой энергетике. Приоритетными направлениями таких центров могли бы стать инновационные методы добычи углеводородов, современные транспортные решения, а также реализация масштабных проектов в области солнечной и ветровой генерации.
Важнейшим элементом долгосрочного сотрудничества становится образовательная интеграция, включающая разработку совместных образовательных программ, унификацию профессиональных стандартов и создание единых учебно-­методических платформ. Реализация этих инициатив позволит сформировать пул высококвалифицированных специалистов, способных эффективно решать задачи энергетической трансформации в обеих странах. Такой комплексный подход способствует не только технологическому развитию, но и созданию прочной основы для устойчивого энергетического партнерства.
Экологическое и социальное взаимодействие занимает важное место в системе двустороннего сотрудничества, предполагая внедрение передовых природоохранных технологий и реализацию социально ориентированных инициатив, направленных на поддержку региональных сообществ. Проведение систематических совместных форумов с участием представителей государственных органов, научных институтов и бизнес-­сообщества способствует выработке новых перспективных векторов взаимодействия.
Реализация данных направлений при активном содействии правительственных структур обеих стран формирует прочную основу для достижения стратегических задач в энергетической отрасли, научно-­технологическом развитии и обеспечении устойчивого экономического роста. Такой многоуровневый подход открывает возможности для полномасштабной реализации потенциала российско-­саудовского партнерства в контексте глобального перехода к новой энергетической парадигме.

Сообщение Энергетическое сотрудничество России и Саудовской Аравии: современное состояниеи перспективы появились сначала на Энергетическая политика.

Валерий АНДРИАНОВ
Доцент Финансового университета
при Правительстве РФ, к. п. н.
Е-mail: vvandrianov@fa.ru

Возвращение Дональда Трампа в Белый дом чревато серьезными потрясениями для международной политики и глобальной экономики. При этом одни из самых громких заявлений американского лидера связаны с энергетикой и нефтегазовым комплексом. Недаром ярким лозунгом его предвыборной кампании стала фраза «Бури, детка, бури». Эксперты ожидают снятия всех ограничений на реализацию новых нефтегазовых проектов, введенных Джо Байденом, и как следствие – дальнейшего наращивания производства сланцевых ресурсов в США и их экспорта. Наиболее очевидные риски, связанные с такой политикой – падение котировок «черного золота», а также обострение борьбы за рынки нефти и СПГ.
Последствия нового курса Дональда Трампа могут почувствовать на себе в первую очередь соседи США по Западному полушарию – страны Латинской Америки. Одни из них связаны с Соединенными Штатами тесными узами энергетического партнерства, которые могут быть разорваны. Другие же – рискуют столкнуться с высокой конкуренцией со стороны американского нефтегазового комплекса на внешних рынках. Третьи – попасть под новые санкции. Рассмотрим, в чем конкретно могут заключаться данные угрозы.

Барьеры для Мексики

Наибольших негативных последствий от изменения политического курса США может ожидать Мексика. Это обусловлено и территориальной близостью к «западному гегемону», и наличием целого ряда конфликтных моментов, основными из которых являются нелегальная иммиграция и наркотрафик. Однако заложником этих конфликтов может стать и нефтегазовый комплекс.
Дональд Трамп еще задолго до своего вступления в должность президента объявил о намерении ввести 25%-ную пошлину на импорт товаров из Канады и Мексики, что само по себе – огромный удар для южного соседа США. По данным аналитического центра Capital Economics, даже 10%-ный тариф на товары, импортируемые из Мексики, означал бы сокращение мексиканского ВВП на 1,5%. Главным требованием Д. Трампа являлась активизация борьбы Мексики с незаконной миграцией и наркотрафиком. В последние дни января президент США реализовал обещанное и ввел 25%-ные тарифы на все товары, завозимые из Мексики, но уже через день после переговоров с мексиканским лидером Клаудией Шейнбаум, которая дала обещание усилить военное присутствие на мексикано-­американской границе, Д.Трамп приостановил на месяц действие своего решения.
Если, несмотря на все переговоры, США все же возобновят действие заградительных тарифов, то на практике это будет означать 25%-ный дисконт для мексиканского «черного золота» на американском рынке. Учитывая международную конъюнктуру, это сделает поставки мексиканской нефти коммерчески бессмысленными. Риск прекращения нефтяного импорта из Мексики вызывал обеспокоенность в деловых кругах США и у отраслевых экспертов. «Американские нефтеперерабатывающие заводы зависят от поставок сырой нефти из Канады и Мексики для производства доступного и надежного топлива, на которое потребители рассчитывают каждый день. Поэтому мы надеемся, что любые будущие тарифы не будут распространяться на эти важнейшие сырьевые материалы и нефтепродукты», – заявил президент и генеральный директор Американской ассоциации производителей топлива и нефтехимической продукции (American Fuel & Petrochemical Manufacturers, AFPM) Чет Томпсон. Он отмечает, что объемы нефтеперерабатывающих мощностей, расположенных на территории США, намного превосходят масштабы добычи нефти в стране. При этом большинство заводов построены еще до начала «сланцевой революции» и рассчитаны на тяжелую нефть с высоким содержанием серы. То есть они ориентированы именно на канадское и мексиканское сырье, а не на легкую нефть сланцевых плеев. «Что будут делать американские нефтеперерабатывающие заводы? Поставки высокосернистой нефти ограничены даже из Саудовской Аравии», – разделяет эти опасения трейдер из Сингапура.
Эксперты также подчеркивают, что некоторые американские НПЗ могут получать нефть исключительно по трубопроводной системе, что ограничивает их возможности поиска альтернативных источников поставок сырья. Поэтому рост тарифов на американскую и канадскую нефть неизбежно приведет к повышению стоимости производимого ими топлива. В первую очередь это касается заводов, расположенных на Среднем Западе, во втором Нефтяном административном округе обороны (Petroleum Administration for Defense, PADD), то есть в штатах Иллинойс, Индиана, Айова, Канзас, Кентукки, Мичиган, Миннесота, Миссури, Небраска, Северная Дакота, Южная Дакота, Огайо, Оклахома, Теннеси и Висконсин.
По данным Kpler, на Соединенные Штаты приходится 56% нефтяного экспорта Мексики. Согласно информации Управления энергетической информации (EIA) США, в 2023 г. экспорт мексиканской нефти в США достиг 733 тыс. б/с. При этом поток энергетических товаров в противоположном направлении был еще значительнее: 1,2 млн б/с нефтепродуктов и 6,8 млрд футов3 природного газа. Общий объем торговли энергоресурсами между США и Мексикой в 2024 г. составил почти 70 млрд долл.
В этих условиях перед государственной нефтяной компанией Мексики Pemex и властями страны встают 2 задачи. Во-первых, диверсификация направлений поставок собственного сырья, а во‑вторых – поиск новых источников поставок нефтепродуктов. Вторая задача может быть обусловлена не только тем, что Мехико захочет дать зеркальный ответ Дональду Трампу, но и тем, что повышение тарифов на сырье объективно приведет к росту стоимости топлива, поставляемого с американских НПЗ.
Впрочем, первая задача далеко не нова. Pemex провозгласила стратегию диверсификации своего экспорта еще в конце 2000‑х гг., на фоне американской «сланцевой революции» и снижения зависимости США от импортных поставок. Удалось ли достичь поставленной цели? И да, и нет. Объемы поставок в США значительно сократились. Если в начале XXI в. они достигали 1,5 млн б/с, то в 2023 г. упали до 733 тыс. б/с. Однако необходимо отметить, что и общий нефтяной экспорт Мексики фактически обвалился – с 1,9 до 1 млн б/с за тот же период, что было вызвано сокращением добычи в стране. В итоге доля поставок в США упала, но не столь значительно – с 80 до 70%. Остальные 30% в 2023 г. направлялись в Европу и Азию. А к осени 2024 г., по данным Pemex, этот показатель приблизился к 50%.
В последние годы добыча нефти в Мексике, достигнув дна (1,91 млн б/с) в 2020 г., начала вновь демонстрировать осторожный рост (см. рис. 1). Соответственно, и экспорт вырос с 992 тыс. б/с в 2022 г. до 1,08 млн б/с в 2023 г. Любопытное объяснение этому феномену дает испанская газета El Economista со ссылкой на агентство S&P Global. Согласно данной версии, добыча и экспорт в Мексике были увеличены по прямому требованию США с целью полной замены на американском рынке сырья из России, эмбарго на поставки которого были введены после начала СВО на Украине. Иными словами, Мексика помогла соседу избежать ценовых потрясений и дефицита нефти, а теперь она пожинает плоды «американской дружбы».

Если же тенденция роста добычи в Мексике сохранится, то необходимо ли будет Pemex активизировать свои усилия по поиску новых рынков сбыта? Скорее, сейчас перед страной стоит другая задача – развить внутреннюю переработку с целью снижения зависимости и от внешней конъюнктуры, и от непредсказуемых действий того же Трампа. Эта цель тоже не нова. В 2022 г. в стране был запущен новый НПЗ Olmeca мощностью 340 тыс. б/с. Это предприятие столкнулось с рядом технологических трудностей, и по состоянию на конец 2024 г. так и не было выведено на полную загрузку, но это планируется сделать к 2026 г. Одновременно с этим намечается и реконструкция 6 старых мексиканских НПЗ, которые сейчас также фактически работают вполсилы.
В ноябре 2024 г. генеральный директор Pemex Виктор Родригес Падилья представил новому президенту страны Клаудии Шейнбаум Пардо стратегические направления развития компании на период 2024–2030 гг. При сохранении добычи на уровне около 1,8 млн б/с планируется увеличить производство бензина, дизельного топлива и авиакеросина на 343 тыс. б/с или на 34%. Это позволит приблизиться к уровню самообеспечения нефтепродуктами и тем самым резко сократить (или полностью прекратить) импорт горючего из США.
Сложнее обстоят дела в газовой сфере, где зависимость от США будет преодолеть непросто. Страны связывают 24 газопровода, большинство из них (15) – проложены из Техаса. И хотя в Мексике построен ряд терминалов по приему СПГ, их мощность недостаточна для покрытия внутреннего потребления. При этом динамика добычи газа в стране также просела и, несмотря на некоторый рост показателей в последние годы, неспособна удовлетворить активно растущий внутренний спрос. Если в 2013 г. она покрывала 67,5% внутреннего потребления, то в 2023 г. – лишь 36,5% (см. рис. 2). Остальные объемы поступают из США, из них около 90% – из Техаса.

Американское «голубое топливо» обеспечивает 60% выработки электроэнергии в Мексике.
Как следствие, растет зависимость от поставок из Соединенных Штатов, что сопровождается целым рядом рисков. К примеру, в начале 2021 г., в период памятного энергетического кризиса в западных штатах США, губернатор Техаса Грег Эббот отдал распоряжение приостановить экспорт газа в Мексику и поставлять его в первую очередь на местные электростанции. А в сентябре 2023 г. сенатор от Арканзаса Дэн Салливан выдвинул законопроект о запрете экспорта газа в Мексику в связи с высоким уровнем коррупции и значительными объемами хищения газа в этой центрально-­американской стране. Согласно данным, приведенным в законопроекте, на одну легальную газозаправочную станцию в Мексике приходится 4 нелегальных, при этом «до 4/5 краж топлива организуются представителями мексиканского государства, а похитители топлива зависят от пособников-­политиков, полиции и инсайдеров в контролируемых государством нефтяных компаниях». И хотя законопроект не был принят, он создает прекрасный прецедент для введения аналогичных запретительных мер – на уровне конгресса или администрации Трампа – в целях ограничения миграции, борьбы с наркокартелями или по любой другой причине.
Возможности выхода на самообеспечение газом пока не просматриваются. В вышеупомянутых планах Pemex до 2030 г. фигурирует увеличение добычи газа до 5 млрд футов3 в сутки, что эквивалентно 51,7 млрд м3 в год. Это означает прирост примерно на 45% по сравнению с 2023 г., но составляет чуть более 50% от текущих потребностей, а к 2030 г. они должны значительно увеличиться (средняя динамика роста данного показателя в 2012–2022 гг. равнялась 4,35% в год).
На американский газ завязана не только электроэнергетика Мексики, но и планы страны по превращению в одного из крупнейших экспортеров СПГ. В стране намечается реализация как минимум 6 проектов по сооружению СПГ-терминалов, 2 из них – завод Altamira компании New Fortress Energy (побережье Мексиканского залива) и завод Sempra Energía Costa Azul (Нижняя Калифорния, тихоокеанское побережье) на базе уже существующего терминала по регазификации СПГ – находятся в стадии реализации. А остальные – на этапе рассмотрения. Пуск терминала Altamira мощностью 1,4 млн т в год намечался еще на начало 2023 г., но был отложен. В итоге первая пробная партия СПГ с этого предприятия была отгружена 30 сентября 2024 г. Эту дату можно назвать днем рождения мексиканской СПГ-индустрии. Однако этот газ пошел не на экспорт – он был перевезен через Панамский канал с атлантического побережья Мексики на тихоокеанское для обеспечения сырьем одной из электростанций. Компания New Fortress объявила, что она получила разрешение от Министерства энергетики США на экспорт СПГ в страны, не входящие в соглашения о свободной торговле с Соединенными Штатами сроком на 5 лет (ранее было получено аналогичное разрешение для государств, входящих в это соглашение). То есть чисто технически препятствий для начала поставок нет.
В свою очередь, пуск первой очереди завода Sempra Energía Costa Azul мощностью 3,25 млн т в год был перенесен с 2024 г. на лето нынешнего года. Уже подписаны 20‑летние контракты на поставку 2,5 млн т СПГ с этого завода французской TotalEnergies (участник проекта, наряду с Sempra Energy) и японской Mitsui & Co. Пока не решен вопрос со строительством второй очереди завода, сырье для которого планировалось поставлять из Пермского сланцевого бассейна, для чего даже намечалось строительство нового газопровода.
В то же время несколько лет без движения остается еще один СПГ-проект компании Sempra на тихоокеанском побережье Мексики – Vista Pacifico. Он еще в 2022 г. получил разрешение на экспорт, но к сооружению завода пока даже не приступили. Нет ясности и с его производительностью – если первоначально речь шла о 3–4 млн т в год, то теперь планка опустилась до 2–3 млн т. Самые оптимистичные оценки относительно сроков пуска этого предприятия – 2029 г.
Интересный вопрос – насколько эти и другие, еще не начатые, СПГ-проекты впишутся в энергетическую политику Дональда Трампа. Не секрет, что главным мотивом перенесения СПГ-терминалов для экспорта американского газа на территорию Мексики были протесты «зеленых», выступающих против возведения аналогичных объектов в самих США. Для администрации президента-­демократа Джо Байдена, уделявшего огромное внимание «зеленой» повестке, это действительно был критически важный аргумент. В Мексике «зеленые» тоже ополчились против указанных проектов, но их мнение игнорировать, конечно, легче, что позицию электората Демократической партии США. Трампа же недовольство экологических организаций волнует меньше всего. Его больше заботит укрепление экономики Штатов и сосредоточение на территории страны наибольшей экономической мощи. И планы по превращению Мексики в транзитную территорию для американского СПГ (со всеми сопутствующими этому шагу политическими рисками) вряд ли придутся ему по вкусу. Зачем создавать рабочие места в соседней стране, если это можно сделать на американском побережье Мексиканского залива, который Трамп уже переименовал в Американский.
В свою очередь, непредсказуемость политики 47‑го президента и угроза ограничения поставок трубопроводного газа из США создает риск для уже запущенных и перспективных СПГ-проектов на территории Мексики. Кроме того, они полностью зависят от упомянутых разрешений американского регулятора на экспорт – отказ в новых разрешениях или, в худшем случае, отзыв уже действующих могут еще в колыбели убить мексиканскую СПГ-индустрию.
Таким образом, Мексике есть чего опасаться. Многое, конечно, будет зависеть от того, как сложатся отношения Дональда Трампа с нынешним руководством латиноамериканской страны. Во время первого президентства Трампа его мексиканским визави был президент Андрес Мануэль Лопес Обрадор. Он придерживался умеренно-­левых взглядов и предпринял ряд шагов, которые не могли вызвать симпатию со стороны официального Вашингтона – от признания победы Николаса Мадуро на президентских выборах в Венесуэле до приостановки выдачи концессий на добычу нефти иностранным компаниям. Но парадоксальным образом у него установились неплохие, а по некоторым оценкам – даже приятельские отношения с американским коллегой. Новый же президент страны, Клаудия Шейнбаум Пардо, занявшая этот пост с 1 октября 2024 г., вряд ли сможет снискать симпатии Трампа, хотя и является последователем и фактически преемником Лопеса Обрадора. Дело в том, что она разделяет идеи радикального феминизма и «зеленой повестки», против которых объявляет крестовый поход американский лидер. А подобные мировоззренческие расхождения, насколько можно судить, крайне важны для Трампа.

Венесуэльская «рулетка»

Мало оптимизма возвращение Трампа в президентское кресло вызывает и в Каракасе. Как писала The Wall Street Journal (WSJ), вскоре после его избрания, в ноябре прошлого года, группа представителей американских нефтяных компаний обратилась к нему с призывом нормализовать отношения с Венесуэлой и снять санкции с ее энергетики. Как сообщалось, представители американских нефтяных кругов пытались надавить на «больное место» Трампа – по их мнению, возобновление поставок венесуэльской нефти в США должно быть обусловлено прекращением незаконной миграции в США. Дело в том, что в связи с действием санкций Каракас в 2024 г. отказался принимать депортированных из США мигрантов, которые ранее доставлялись на родину транзитом через Мексику.
Кроме того, по мнению авторов письма, достижение договоренностей между США и Венесуэлой помогло бы сдержать таких противников, как РФ и Китай, которые укрепили свои позиции в стране после введения американских нефтяных санкций. Однако Трамп ответил отказом. «Нам не нужно покупать энергию у Венесуэлы, когда у нас ее в 50 раз больше, чем у них. То, что мы делаем, – это безумие. Мы не успокоимся до тех пор, пока Соединенные Штаты не станут богаче, безопаснее и сильнее, чем когда‑либо», – заявил он.
Этот же тезис впоследствии подтвердил Даг Бергум, назначенный в новой администрации на пост главы Министерства внутренних дел (именно оно контролирует деятельность национальной энергетики). В ходе утверждения его кандидатуры в конгрессе он заявил, что будет активно добиваться достижения целей избранного президента по максимальному увеличению производства энергии на территории США, назвав это ключевым фактором национальной безопасности. «Америка производит энергию чище, умнее и безопаснее, чем где‑либо в мире. Когда производство энергии в Америке ограничивается, это не снижает спрос, а просто переносит производство в такие страны, как Россия, Венесуэла и Иран, чьи автократические лидеры не заботятся об окружающей среде», – отметил Бергум.
Отвергая высказанные в письме аргументы, Трамп также сказал, что у Венесуэлы не будет другого выбора, кроме как принять мигрантов. По сообщениям неофициальных источников, эмиссары Николаса Мадуро в ноябре встречались с Трампом и тоже предлагали ему упомянутую сделку – прием мигрантов взамен на снятие санкций против нефтяной индустрии страны, но он отказался.
Подобный ответ вполне вписывается в концепцию Трампа «Америка прежде всего!», но вовсе не означает что американский лидер раз и навсегда закрыл вопрос о венесуэльской нефти. Тут, что называется, возможны варианты и комбинации. Не исключено, что на вооружение будет взята стратегия предшествующей администрации Джо Байдена, которая несмотря на свою «твердую приверженность демократическим принципам», пыталась вести тонкую политическую игру с Николасом Мадуро (хотя она сама же объявила его «узурпатором власти»).
Напомним об основных перипетиях этой игры. В 2019 г., после президентских выборов в Венесуэле и победы на них преемника Уго Чавеса, были введены жесткие санкции против нефтяного сектора – компании PDVSA и ее «дочкам» было запрещено поставлять нефть в США. Это привело к резкому обвалу добычи в стране – до 680 тыс. б/с в 2020 г. против 1642 тыс. в 2018 г. (для сравнения, в 2013 г. данный показатель достигал 2680 тыс. б/с, см. рис. 3).

Но в октябре 2023 г. санкции были ослаблены, ряду компаний (в первую очередь американских) были выданы разрешения на работу в стране. Официальная причина такого послабления – попытка склонить Николаса Мадуро к переговорам с оппозицией и вынудить его провести «демократические» выборы в 2024 г. Но были и неофициальные причины – это как уже упомянутые опасения по поводу усиления позиций России и Китая в этой южноамериканской стране, так и желание иметь рычаг для стабилизации нефтяного рынка. Во-первых, интерес к венесуэльской нефти пробудился после эмбарго на поставки российской нефти в США. В 2020–2021 гг. Штаты наращивали закупки российской нефти именно для того, чтобы заместить ею близкое по составу венесуэльское сырье, на которое ориентированы многие американские НПЗ. Но в результате установления эмбарго этот источник исчез и заменить его пытались как за счет увеличения закупок у Мексики, так и путем возобновления поставок из той же Венесуэлы.
Весной 2024 г., после президентских выборов в Венесуэле и очередной победы на них Николаса Мадуро, настроения в Белом доме вновь изменились. Администрация Байдена разочаровалась в своей схеме «нефть в обмен на демократию» и объявила о возобновлении санкций. Это «хлопанье дверью» было громким, но «щелочка в дверном проеме» все‑таки осталась. Во-первых, американским нефтедобывающим и сервисным компаниям дали 45‑дневную отсрочку для того, чтобы «собрать вещи» перед уходом из Венесуэлы. Во-вторых, было объявлено, что власти США могут предоставлять разрешения отдельным иностранным корпорациям на сотрудничество с Каракасом. Примечательно, что первый такой «карт-бланш» получила французская компания Maurel & Prom, конечным владельцем которой является индонезийская Pertamina. Давно уже секретом Полишинеля является тот факт, что венесуэльская нефть поставляется в Китай по серым схемам под видом малазийской, в результате чего Малайзия якобы стала одним из крупнейших экспортеров «черного золота» в Поднебесную. И тут исключение из санкционного режима получает именно подконтрольная Малайзии компания. Белый дом сам же помогает обойти собственные санкции или как еще это объяснить?
В июле прошлого года разрешение США на импорт нефти из Венесуэлы получила индийская Reliance Industries Limited. Эту компанию тоже вряд ли можно назвать образцом следования официальной американской энергетической политике. Напомним, в декабре 2024 г. «Роснефть» заключила соглашение с нефтеперерабатывающим заводом Reliance на поставку около 500 тыс. б/с. Иными словами, индийская компания замечена в активном сотрудничестве с крупнейшим российским игроком, который хотя и не находится под американскими санкциями, но во многом определяет объемы нефтяного экспорта России. Почему же тогда такие послабления именно для Reliance в Венесуэле? По сути, мы видим молчаливое одобрение со стороны Белого дома наращивания поставок «черного золота» из Венесуэлы в Китай и Индию!
Наконец, сами американские компании всё уходят, и никак не могут уйти из Венесуэлы. Упомянутый срок «на сборы» неоднократно продлевался. Так, в ноябре прошлого года «большой четверке» американского сервиса – Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes и Weatherford – было разрешено присутствовать в этой южноамериканской стране до мая 2025 г.
Поэтому результат возвращения американских санкций оказался поразительным – в 2024 г. PDVSA поставляла за рубеж в среднем 772 тыс. б/с (что является рекордным показателем с 2019 г.), а в ноябре данный показатель достигал 974 тыс. б/с. В том числе поставки в Индию выросли более чем в 5 раз, до 63,1 тыс. б/с. Наконец, Венесуэла в прошлом году заняла 3 место среди экспортеров нефти в США! Объем этих поставок в прошлом году вырос на 64% и составил около 222 тыс. б/с, что сделало страну вторым по величине экспортным рынком после Китая, который потреблял 351 тыс. б/с (на 18% меньше, чем в предыдущем году).
В чем же дело? Видимо, администрация Байдена, несмотря на декларированное возобновление санкций, предпочитала держать Венесуэлу «на коротком поводке» и не «сжигать мосты». Возможно, подобную политику продолжит и Трамп.
С одной стороны, Трамп, как лоббист американского нефтегазового комплекса, заинтересован в увеличении производства и экспорта энергоресурсов. Но увеличение предложения на мировом рынке неизбежно привело бы к падению нефтяных цен, что снизило бы прибыли американских корпораций на фоне по-прежнему относительно высоких издержек на добычу сланцевой нефти. Поэтому логичным шагом администрации Трампа была бы «расчистка» рыночных ниш для американского «черного золота». Добиться этого путем воздействия на страны ОПЕК – крайне маловероятно. Поэтому более реалистичным представляется путь ужесточения действующих, либо введения новых санкций против тех или иных стран-­производителей. Наиболее очевидной мишенью таких санкций могла бы стать именно Венесуэла, объем экспорта которой отчасти обусловлен наличием вышеупомянутых исключений из санкционного режима. Кроме того, логистические маршруты поставок венесуэльской нефти для США более просто контролировать, нежели движение танкеров «теневого» флота в акваториях Восточного полушария. Более того, в случае обещанного Трампом возвращения американского контроля над Панамским каналом может оказаться фактически перерезанным основной маршрут транспортировки венесуэльской нефти в Китай при одновременном сокращении издержек при поставках американского сырья в АТР.
С другой стороны, вызовом для Трампа было бы дальнейшее усиление присутствия России и Китая в Венесуэле, включая нефтегазовый комплекс страны. Окончательный уход из страны американских нефтесервисных компаний был бы чреват полной потерей данного рынка и окончательной переориентацией венесуэльского НГК на китайские (а возможно и российские) технологии и оборудование. Более того, ужесточение санкций против Каракаса равносильно утере последних рычагов влияния США на администрацию Николаса Мадуро и отказу от сотрудничества, в том числе в сфере контроля миграционных потоков.
Какая из двух вышеперечисленных групп соображений окажется более весомой для Трампа? Учитывая особенности его характера, можно предположить, что он выберет первый путь – усиление давления на Венесуэлу за счет закручивания «санкционных гаек» и вытеснения венесуэльской нефти с мирового рынка. Дополнительным аргументом в пользу такого варианта является личность нового госсекретаря в кабинете Трампа – Марко Рубио, который неоднократно выступал с жесткими высказываниями в адрес Мадуро и демонстрировал поддержку венесуэльской оппозиции. Во время слушаний по утверждению его кандидатуры в конгрессе, Рубио подчеркнул, что Венесуэла контролируется наркоторговой и преступной организацией, раскритиковал администрацию Байдена за то, что ею манипулировали с целью ослабления санкций и предоставления Мадуро миллионов долларов через нефтяные лицензии, и подчеркнул значительные геополитические риски, связанные с отношениями Венесуэлы с такими странами, как Россия и Иран.
Вместе с тем, политическое чутье американского лидера и его склонность к неожиданным политическим альянсам (как это было в случае с Лопесом Обрадором) оставляют шанс на то, что Венесуэле удастся избежать очередного усиления санкционного режима. Есть свои «кадровые намеки» и на такой вариант. Трамп назначил опытного дипломата, бывшего посла США в Германии Ричарда Аллена Греннеля посланником президента по специальным миссиям и «проговорился», что в число его обязанностей будет входить, в частности, ведение переговоров с такими «проблемными странами», как Северная Корея и Венесуэла. То есть тема для переговоров все‑таки есть.
Примечательно также, что Мадуро публично поздравил Трампа с победой на выборах и выразил надежду на установление взаимно выигрышных отношений между двумя странами. Согласно прогнозам некоторых экспертов, Мадуро, вероятно, сосредоточится на сохранении уже выданных США нефтяных лицензий.

Грозит ли смерть «Мертвой корове»?

Можно предположить, что в период правления Трампа еще более улучшатся отношения США и Аргентины. Недаром избранного в 2023 г. президентом этой страны Хавьера Милея называют «учеником» и «подражателем» Трампа. И знаменательно, что именно Милей первым среди мировых лидеров подтвердил свое участие в церемонии инаугурации своего «учителя» 20 января нынешнего года.
Однако не стоит ожидать, что Трамп ответит Милею глубокой благодарностью, которая воплотится в какие‑то реальные экономические преференции. Скорее, наоборот, энергетическая политика 47‑го президента США может быть чревата серьезными рисками и для Аргентины. По мнению старшего вице-президента и руководителя по направлению Латинской Америки консалтинговой компании Rystad Energy Шрайнера Паркера, действия Трампа ставят под угрозу перспективы разработки одного из крупнейших в мире сланцевых бассейнов Vaca Muerta («Мертвая корова»), расположенного в Аргентине. Он напоминает, что Трамп объявил о снятии введенных Байденом ограничений на выдачу новых лицензий на экспорт СПГ из США. А это, в свою очередь, приведет как к снижению мировых цен на СПГ, так и к усилению глобальной конкуренции в данной сфере.
По оценкам консалтинговой компании Aurora Energy Research, если планы Трампа по увеличению экспорта американского СПГ будут реализованы, то уровень цен на европейской бирже TTF в Европе может снизиться на 9% по сравнению с базовым сценарием, а котировки в Азии просядут на 6%. Падение маржи может негативно сказаться на перспективных аргентинских СПГ-проектах, которые и так находятся на грани рентабельности.

«Трудно надеяться, что Аргентина будет иметь конкурентоспособность по сравнению с Соединенными Штатами, потому что [недостаточные] объемы производства становятся проблемой для осуществления инвестиций», – полагает Ш. Паркер. Если аргентинским производителям не хватит масштабов для заключения долгосрочных контрактов на экспорт СПГ, то им придется довольствоваться спотовыми поставками, что значительно снизит предполагаемую маржу и затруднит доступ к фрахтованию газовозов. «Мы не можем понять, как монетизировать газ Vaca Muerta в этом сценарии», – сетует эксперт. Альтернативой может быть транспортировка газа через Бразилию по трубопроводам. Но для этого необходимо строительство обширной инфраструктуры, что потребует инвестиций в размере около 1 млрд долл..
Впрочем, не все так однозначно плохо. Аргентина продолжает доказывать иностранным инвесторам, и в первую очередь США, высокую перспективность ресурсов Vaca Muerta. В частности, в сентябре прошлого года в Хьюстоне прошел День сланцевой индустрии Аргентины, в ходе которого представителей американского нефтегазового бизнеса пытались убедить вкладывать средства в эту «энергетическую жемчужину». По мнению главы отдела исследований сланцевых ресурсов Rystad Energy Александра Рамоса Пеона, при наличии правильных стимулов добычу в этой провинции можно легко ускорить и довести ее как минимум до того же уровня, что и на крупнейших сланцевых плеях США (в частности, в Пермском бассейне). То есть судьба аргентинского сланцевого проекта будет во многом зависеть от лоббистских усилий аргентинской стороны, не исключая и самого Хавьера Милея.
Знаковым моментом стало то, что на инаугурацию Трампа неожиданно пригласили Фернандо Бандерета, мэра аргентинского города Аньело, который называет себя «послом от Vaca Muerta» (возглавляемый им город считается неофициальной столицей этого газоносного района). Такой жест был воспринят в Аргентине как демонстрация внимания к этому перспективному энергетическому проекту, хотя само приглашение исходило не от Трампа, а от некоей общественной организации.
Кроме того, Хавьер Милей, судя по всему, надеется на приход в аргентинскую экономику в целом и в ее топливно-­энергетический комплекс в частности крупного американского капитала. Приватизация крупнейших активов страны и передача их «эффективным инвесторам» – ключевой пункт экономической политики президента-­либертарианца, но примечательно, что его осуществление началось лишь после победы Трампа на выборах. Так, в начале года было объявлено о продаже компании Impsa (Industrias Metalurgicas Pescarmona), которая является одним из основных игроков в секторах металлургии и энергетики в этой южноамериканской стране (владеет активами в сфере гидроэнергетики, ВИЭ, атомной энергетики и нефтегазового машиностроения). Покупателем стал инвестиционный фонд Industrial Acquisition Fund (IAF), основным акционером которого выступает американская корпорация ARC Energy. Во главе последней стоят выходцы из Венесуэлы, якобы лоббирующие интересы латиноамериканской диаспоры в США, а сама компания, по информации газеты Ámbito Financiero (одно из ведущих экономических СМИ Аргентины) стала крупным спонсором президентской кампании Дональда Трампа.

Бразилии нужна дорогая нефть

Для Бразилии риски в нефтегазовой сфере, связанные с возвращением Трампа в овальный кабинет, будут не столь велики. Главный из них обусловлен снижением мировых цен на нефть, который многие эксперты ожидают в связи с наращиванием экспорта американской сланцевой нефти. Болезненность ценового вопроса для Бразилии обусловлена тем, что Petrobras сегодня остро нуждается в укреплении своей сырьевой базы, а значит – в крупных инвестициях в разведку и разработку. А они, в свою очередь, невозможны без благоприятной ценовой конъюнктуры. Как заявила исполнительный директор по разведке и добыче Petrobras Сильвия Дос Аньос, компания рассматривает наращивания запасов в бассейнах Сантос и Кампос, а также приценивается к проектам в Африке. В частности, недавно были приобретены активы в Сан-­Томе и Принсипи, возможно участие компании в разработке месторождений в Намибии.
Как отмечает вышеупомянутый представитель Rystad Energy Ш. Паркер, для Petrobras рискованно ограничиваться работами только в пределах бразильских границ. «Компания еще не получила необходимых разрешений на разведку устья Амазонки, и нет никаких гарантий, что будут сделаны новые открытия… Пик производства Petrobras должен быть достигнут в середине 2030‑х гг. и чтобы пополнить запасы, компании придется искать активы на международном уровне, чтобы продолжить производство через десять лет», – полагает эксперт.
Как и в предыдущих кейсах, в случае с Бразилией многое будет зависеть от психологического фактора, то есть от личных предпочтений Трампа. И его взаимоотношения с властями Бразилии начинаются не на самой мажорной ноте. Страну сейчас возглавляет Луис Инасиу Лула да Сильва, который известен своими левыми идеями, что само по себе не может вызывать симпатий нового американского президента. Последний уже пригрозил введением против этой южноамериканской страны 25%‑ных торговых пошлин (таких же, как для Мексики и Канады) якобы за преследование политической оппозиции.
Сторонником Трампа можно назвать предыдущего лидера страны – Жаира Болсонару (годы президентства 2019–2023), который сейчас находится под следствием. Болсонару выразил желание принять участие в инаугурации американского президента, но Верховный суд страны отказал ему в выдаче заграничного паспорта, опасаясь его побега в США. Не чуждый злопамятству Трамп вряд ли забудет эту «мелочь» при выстраивании отношений с Бразилиа.

Забота о климате – за свой счет

Еще одним важным последствием возвращения Трампа для некоторых стран Латинской Америки может стать изменение климатической политики США. Как известно, США снова вышли из Парижского соглашения по климату (как он это уже делал во время своего первого президентского срока), президент собирается прекратить федеральную поддержку возобновляемой энергетики (особенно ветряной) и стимулирование внедрения электротранспорта и отменить закон о снижении инфляции – знаковый законопроект Байдена по климату. И уж тем более 47‑й президент не видит необходимости тратить деньги на поддержку климатических проектов, особенно за рубежом.
Как это отразится на странах Южной Америки? Бразилии грозит сворачивание американской финансовой помощи, направленной на сохранение лесов Амазонки. Республиканское большинство в конгрессе США уже анонсировало рассмотрение и вероятное принятие соответствующего решения.
Но больше всех может пострадать Колумбия. Эта страна сейчас занимает четвертое место в Южной Америке по добыче нефти (777 тыс. б/с в 2023 г.), после Бразилии, Аргентины и Венесуэлы. Однако ее президент Густаво Франсиско Петро Уррего – представитель левых сил и бывший партизан – является радикальным сторонником отказа от использования углеводородного сырья и внедрения «чистой» энергетики. Ради этой светлой цели он готов пожертвовать доходами от экспорта нефти и угля, которые в последние годы интенсивно росли. Пару лет назад в стране даже была официально прекращена разведка новых углеводородных ресурсов.
Главным спонсором такого колумбийского энергоперехода должны были стать США. Общая стоимость национального плана по климату оценивалась в 40 млрд долл., в том числе 10 млрд долл. планировалось получить от международных финансовых институтов и развитых стран в рамках так называемого «Партнерства по справедливому энергетическому переходу» (Just Energy Transition Partnership, JETP). Однако для выделения первого транша требовалось одобрение администрации Джо Байдена. После победы Трампа на выборах Г. Петро пытался ускорить принятие решения о выделении денег, понимая, что новый американский президент его точно не одобрит.
Теперь, согласно заявлению представителей властей страны, все надежды – только на Китай. Между тем, времени у Петро остается все меньше, поскольку в 2026 г. в стране пройдут очередные президентские выборы и провал энергетической политики может стоить ему кресла.
Таким образом, влияние политики Трампа на топливно-­энергетический комплекс Латинской Америки может быть разносторонним, но в целом негативным. Страны региона не ждут ничего хорошего от реализации лозунга «Бури, детка, бури!». В то же время, демонизировать Трампа все же не стоит. Несмотря на свою эксцентричность, он зарекомендовал себя как опытный и даже в чем‑то острожный политик, и даже как мастер компромисса (вспомним, к примеру, его роль в заключении сделки ОПЕК+ 2.0). И вряд ли он захочет нажить себе дополнительных врагов в виде соседей по Западному полушарию. Скорее, его жесткие высказывания можно рассматривать как стремление занять более выгодные позиции в предстоящих переговорах, чем как однозначное руководство к действию.

Сообщение Бей своих, чтоб чужие боялись: как политика Д. Трампа повлияет на ТЭК Латинской Америки? появились сначала на Энергетическая политика.

Дильшод ИСАКОВ
Магистр права, начальник управления корпоративных отношений
АО «Региональные электрические сети»
E-mail: jimbodd@mail.ru

Введение

В последние годы энергетическая отрасль Республики Узбекистан претерпевает значительные изменения, связанные с реформированием и улучшением государственной системы регулирования. Стремление к модернизации и либерализации электроэнергетического сектора обусловлено как внутренними экономическими вызовами, так и необходимостью адаптации к мировым стандартам. В этом контексте особенно важным становится изучение зарубежного опыта, уже реализованного в таких странах, как Великобритания и Российская Федерация. Эти примеры позволяют не только оценить успехи и неудачи прошедших реформ, но и применить их на практике, чтобы избежать возможных ошибок на пути трансформации энергосистемы Узбекистана.
Анализ опыта Великобритании, России и Узбекистана, позволяет сделать вывод о том, что проводимые реформы государственного регулирования энергетической отрасли Республики Узбекистан в настоящее время находятся на промежуточном этапе. Основным шагом к либерализации рынка и постепенного перехода от прямого государственного регулирования к рыночным отношениям стало решение правительства о ликвидации государственной вертикально-­интегрированной акционерной компании
АО «Узбекэнерго» и создании вместо квазиминистерства полноценного государственного регулятора отрасли в лице Министерства энергетики Республики Узбекистан. Не менее важным стал Указа Президента Республики Узбекистан от 28.09.2023 г. № УП‑166 «О мерах по проведению очередного этапа реформирования сферы энергетики», согласно которому будут образованы оптовый и розничный рынки электроэнергии на свободных и прозрачных механизмах ценообразования.
На базе ликвидированного государственного АО «Узбекэнерго» были созданы три новые энергокомпании, 100% акций которых также принадлежат государству в лице Агентства по управлению государственными активами или Министерства экономики и финансов. Данные государственные органы из-за отсутствия рыночных механизмов продолжают управлять энергетическими компаниями и отраслью в целом старыми, архаичными способами – путём издания предписаний и указаний, других возможностей и полномочий у них нет.

Зарубежный опыт

Узбекистан далеко не первая страна в мире, которая идет по пути либерализации энергетической отрасли. Так, электроэнергетическая отрасль Великобритании в послевоенный период и до реформы 1990‑х гг. была схожа с системой электроэнергетики современного Узбекистана. Государство полностью контролировало отрасль, устанавливало тарифы и управляло генерацией через Центральный совет по электроэнергетике (в Узбекистане этим занимается АО «Тепловые электрические станции»), а также регулировало работу сетевых компаний.
В России энергокомплекс работал по тем же принципам, что и в Узбекистане на основании механизмов, внедренных еще в советское время. Однако в России реформы были начаты и проведены несколько раньше, и уже сейчас можно проследить все этапы программы, её недостатки и преимущества. Опыт России является особенно важным и ценным для исследования и применения в Узбекистане ввиду того, что корни электроэнергетики двух стран имеют общее начало [1]. Схожесть прослеживается и в дальнейшей постсоветской энергетической истории двух стран: государственная монополия в лице РАО «ЕЭС России» и АО «Узбекэнерго» соответственно, отсутствие рыночного регулирования цен на электроэнергию, неэффективная деятельность предприятий электроэнергетики, наличие чрезмерно большого количества регуляторов (антимонопольные органы, экологический контроль, а также другие министерства и ведомства).
Таким образом, Правительство Республики Узбекистан может воспользоваться наглядными примерами, которые позволят избежать ряд «подводных камней», возникавших у стран, реформировавших электроэнергетический комплекс.

Вызовы электроэнергетической отрасли

Со дня обретения Узбекистаном независимости в 1991 г. среднее потребление электроэнергии одной семьи возросло на 25%, с 114 до 160 кВт∙ч [2]. Данный скачок вызван, прежде всего, повышением технологического прогресса мирового сообщества в целом и ростом доступности предметов бытового хозяйства для рядовых граждан в большинстве стран мира. Однако такие скачки спроса на электроэнергию будут продолжаться и в будущем. Так, бывший первый заместитель главы Министерства экономики Республики Узбекистан Батыр Ходжаев отметил, что к 2030 г. потребность экономики и населения страны в электроэнергии возрастёт почти в два раза [3]. Такие прогнозы демонстрируют, что быстрорастущая экономика Узбекистана требует обеспечения стабильного и качественного электроснабжения для полноценной работы всех отраслей экономики [4]. Некоторые учёные в ходе изучения проблемы нехватки электроэнергии при естественном росте населения используют термин «энергетическая бедность» – ситуация, при которой развивающиеся страны при опережающем росте численности населения не могут существенно нарастить душевое энергопотребление [5].

Таким образом, правительство стоит перед вызовом энергодефицита. Дальнейший рост промышленности и благосостояния населения требует увеличения объемов генерируемой электроэнергии, оптимизации способов её транспортировки и модернизации распределительных сетей для бесперебойного и полноценного электроснабжения, что, исходя из опыта постсоветского Узбекистана, не представляется возможным при сохранении действующей чрезмерно урегулированной структуры управления электроэнергетической отраслью.
Узбекские энергетические предприятия отличаются низкой рентабельностью. Согласно данным, размещенным акционерными обществами на едином портале корпоративной информации, предприятия электроэнергетической системы находятся в финансово неустойчивом положении [6]. 3 крупнейшие генерирующие электростанции Узбекистана из последних 6 финансовых лет 4 финансовых года закончили с убытками. Ситуация с предприятиями территориальных электрических сетей выглядит лучше: в 2020–2022 гг. электросетевые компании были прибыльными, но в 2019 г. из 14 АО в этой отрасли 4 предприятия закончили год с отрицательными результатами, в 2018 г. 10 предприятий оказались убыточными (общесистемная сумма убытков эквивалентна 12,3 млн долл. США), а в 2017 г. только 2 предприятия подвели итоги года с незначительными положительными финансовыми результатами (общесистемная сумма убытков эквивалентна 41,1 млн долл. США).
Для улучшения операционной эффективности и повышения качества электроснабжения в 2022–2023 гг. были проведены мероприятия по укрупнению предприятий территориальных электрических сетей путём присоединения их к головному акционерному обществу и созданию на базе бывших акционерных обществ территориальных филиалов АО «Региональные электрические сети». По итогам 2022 г. укрупнённое акционерное общество «Региональные электрические сети» закончило год с убытком 56,6 млрд сум, а по итогам 2023 г. – 1 015 млрд сум. Убытки в большей части обусловлены отрицательной курсовой разницей по привлечённым для модернизации и строительства новых объектов электроэнергетики кредитам.
При этом, как известно, стабильная эксплуатация и развитие электроэнергетической системы зависят от уровня развития и состояния основных средств предприятий электроэнергетики в целом и состоянием электроэнергетического хозяйства в частности [7].
Отрицательные финансовые результаты предприятий отрасли делают невозможной успешную модернизацию и реконструкцию оборудования, необходимого для эффективного производства и обеспечения потребителей доступной и качественной электроэнергией. Отсутствие капиталовложений приводит к износу уже имеющихся действующих объектов электроэнергетического комплекса, что, в свою очередь, еще больше снижает эффективность и дальнейшую прибыльность предприятий [8].
Отчасти низкие финансовые результаты энергокомпаний связаны с государственным регулированием тарифа на электроэнергию. Действующий тариф устанавливается не в соответствии с правилами рынка (спрос – предложение), а жёстко регламентируется уполномоченным государственным органом. Государственное регулирование тарифа на электроэнергию не редкость и встречается во всех странах, так или иначе производящих и потребляющих электрическую энергию [9].
Регулирование тарифа связано с необходимостью соблюдать социально-­приемлемые цены на энергоресурсы для населения. Кроме этого, подавляющее большинство крупных электростанций Узбекистана используют природных газ. Начиная с 2023 г., Узбекистан стал импортёром природного газа. В прошлом году закупки достигли 695 млн долл., а за 7 месяцев 2024 г. – уже 984 млн долл.
Одновременно Узбекистан продолжает поставлять газ на экспорт. В 2023 г. он продал на внешние рынки газ на сумму 341 млн долл., а за 7 месяцев 2024 г. – на 323 млн долл. При этом внутренняя потребность республики в газе остаётся высокой и вынуждает руководство страны увеличивать закупки из России и Туркменистана [10]. Тариф на природный газ, реализуемый внутри республики, устанавливается специальной Межведомственной тарифной комиссией при Кабинете министров Республики Узбекистан.

Комиссия создана в соответствии с Постановлением Президента Республики Узбекистан от 23.10.2018 г. № ПП‑3981 «О мерах по ускоренному развитию и обеспечению финансовой устойчивости электроэнергетической отрасли». Затем, специальным правительственным актом было утверждено Положение о Межведомственной тарифной комиссии при Кабинете министров Республики Узбекистан [11]. Согласно данному положению, комиссия рассматривает и утверждает регулируемые тарифы по следующим товарам и услугам:

• электрическая и тепловая энергия, производимая генерирующими организациями;
• распределение и сбыт электрической энергии со стороны распределительных организаций;
• природный газ, нефть и газовый конденсат, реализуемый внутри республики со стороны АО «Узбекнефтегаз» и ООО «Шуртанский ГХК»;
• сжиженный газ, производимый добывающими и/или перерабатывающими организациями и реализуемый организациям, ответственным за поставку для бытового потребления населению и объектам социальной сферы;
• комиссионный сбор организаций, ответственных за поставку природного газа республиканским потребителям по договорам комиссии;
• товары (услуги), производимые в условиях естественной монополии в сфере транспорта и оказания жилищно-­коммунальных услуг.

Министерство экономики и финансов Республики Узбекистан ответственно за организацию проведения заседаний комиссии и подготовку не менее чем за 5 дней до проведения очередного заседания материалов для каждого члена.
В постановлении Кабинета министров Республики Узбекистан
от 13.04.2019 г. № 310 «О мерах по дальнейшему совершенствованию тарифной политики в электроэнергетической отрасли» указано, что создание такой комиссии обусловлено необходимостью балансирования между интересами конечных потребителей и организаций, осуществляющих производство, транспортировку и сбыт электрической энергии. Также государственное регулирование тарифов на электроэнергию должно обеспечивать такие важные задачи, как финансовая устойчивость организаций электроэнергетического комплекса для привлечения инвестиций, создание конкуренции и повышение эффективности деятельности предприятий электроэнергетики, повышение качества и надёжности электроснабжения, поэтапный отказ от льгот при установлении тарифа (малообеспеченные и уязвимые слои населения).
Однако задачи, поставленные перед тарифной комиссией, противоречат основным принципам рыночных отношений. Одним из ключевых принципов рыночной экономики является принцип свободного ценообразования [12]. Согласно данному принципу, цена должна образовываться самостоятельно, исходя из экономических показателей спроса и предложения. Такая цена именуется равновесной ценой, позволяющей производителю реализовать весь объём продукции по данной цене. Если же равновесие будет нарушено
в ту или иную сторону, то возникнет ситуация либо избытка продукции, либо дефицита. Таким образом, механизм государственного установления цен нарушает принцип свободного ценообразования и приводит
к внеэкономической диктатуре производства электроэнергии и потребления [13].
На мой взгляд, функции государства в регулировании рыночных отношений в сфере электроэнергетики должны ограничиваться только выработкой эффективного законодательства, антимонопольного контроля
и поддержанием стабильности электроэнергетической системы путём воздействия на её субъекты.
Невозможность покрыть свои текущие расходы и получить достаточную прибыль для дальнейшего развития и модернизации основных средств напрямую зависит от тарифа, устанавливаемого правительством. Как следствие, заведомо убыточные предприятия электроэнергетической отрасли республики не в состоянии разработать долгосрочную стратегию своего развития.

Правовые основания

Вышеупомянутая функция выработки эффективного законодательства
в сфере электроэнергетики относится к одной из основных функций государства – законодательной. Однако существенные изменения в нормативно-­правовые акты электроэнергетического комплекса Республики Узбекистан, кроме нового закона об электроэнергетике, который вступил в силу в ноябре 2024 г., не вносились давно. Ожидается, что новый закон позволит создать нормативно-­правовую базу для модели рынка электроэнергии, предусматривающего конкурентные отношения между субъектами электроэнергетической отрасли.

Немаловажным для электроэнергетики является закон о конкуренции, содержащий нормы о субъектах естественной монополии. В соответствии с этим законом, государственное регулирование деятельности таких субъектов осуществляется путём ценового регулирования (посредством определения тарифов или их максимального значения) и определения потребителей, подлежащих обязательному обслуживанию. Порядок ценового регулирования деятельности субъектов естественных монополий также устанавливается данным законом. Однако в законе о конкуренции ощущается плановое влияние на подходы к государственному регулированию. Так, в законе применяется понятие «уполномоченным Кабинетом министров Республики Узбекистан органом». Буквальное толкование данной нормы приводит к выводу о наличии нескольких органов, регулирующих деятельность субъектов естественных монополий. Затем, ценовое регулирование деятельности таких субъектов осуществляется в соответствии со строгим порядком, установленным Кабинетом министров Республики Узбекистан, что автоматически исключает возможность и предпосылки к функционированию либерализованного рынка электроэнергии. Как отмечал Президент США В. Вильсон в 1913 г., если монополии продолжат существовать, они навсегда займут место у кормила государства и, естественно, монополизм не захочет ограничивать сам себя [14].
Поэтому при переходе к рыночным отношениям в сфере производства, транспортировки и распределения электрической энергии необходимо внести ряд уточнений в закон о конкуренции, в том числе и предусмотреть новые механизмы воздействия на субъекты электроэнергетики, а также пересмотреть подход к естественно-­монопольным отраслям.

Привлечение инвестиций

Часть вышеперечисленных тенденции – риск возникновения «энергетической бедности» в республике, низкая рентабельность предприятий энергосистемы, полное государственное регулирование стоимости тарифа на электроэнергию и не отвечающее современным требованиям законодательство в сфере электроэнергетики – приводят в конечном итоге к невозможности привлечения успешных инвестиций, в том числе иностранных, в электроэнергетическую отрасль Республики Узбекистан. Как известно, инвестиционная политика является важнейшей составной частью экономики государства, включающая целый комплекс целей, мероприятий и задач, осуществляемых для активизации капиталовложений, оптимизации их структуры, повышения их эффективности [15].
Согласно докладу о мировых инвестициях 2020 г., подготовленному конференцией ООН по торговле и развитию (ЮНКТАД), Республика Узбекистан заняла 5 место среди стран с переходной экономикой, получивших наибольший объём прямых иностранных инвестиций [16]. При этом в своём послании Олий Мажлису (Верхняя палата Сената в Республике Узбекистан – прим. автора) Президент Республики Узбекистан Шавкат Мирзиёев напомнил о важности инвестиций для развивающегося государства, отметив при этом, что руководители областей страны должны выезжать за рубеж и привлекать инвестиции в конкретные проекты [17, 18] .
О важности инвестиций для Республики Узбекистан также говорит и статистика: инвестиции в основной капитал в 2019 г. по сравнению с 2012 г. увеличились почти в 5 раз [19]. Такой резкий скачок и возросший интерес иностранных инвесторов к Узбекистану можно объяснить политикой нового правительства во главе с Президентом Республики Узбекистан – Ш. М. Мирзиёевым. Иначе говоря, новая политическая система государства направлена на то, чтобы привлечь иностранных партнёров во все сектора экономики республики. Согласно принятому постановлению Президента Республики Узбекистан от 28.12.2022 г. № ПП‑459 «О мерах по реализации Инвестиционной программы Республики Узбекистан на 2023–2025 гг.»
в топливно-­энергетический комплекс планируется привлечь 15,3 млрд долл. США, что составит 24% от всей суммы иностранных инвестиций в 2023–2025 гг. [20]. Однако довольно занимательным кажется мнение исполнительного директора Международного центра устойчивого энергетического развития под эгидой ЮНЕСКО (МЦУЭР) Игоря Матвеева, который считает, что основной проблемой для иностранных инвесторов в сфере электроэнергетики Республики Узбекистан является недопонимание министерств и ведомств своих функций и полномочий по государственному регулированию и пределам вмешательства в деятельность субъектов данной сферы [21]. Такие противоречия внутри административно-­политической системы могут вызывать некоторую настороженность иностранного бизнеса в отношении Республики Узбекистан, поэтому для поддержки заданного темпа развития государственной политики в сфере инвестиций необходимо, помимо окончательной реализации всех заявленных реформ, предусмотреть дальнейшую стратегию по привлечению инвестиций в каждую отдельно взятую часть электроэнергетической отрасли.
Зарубежный опыт в сфере привлечения инвестиций в энергетическую отрасль подчёркивает важность развития данного направления для экономики Республики Узбекистан. Так, министр энергетики Российской Федерации Александр Новак в своём докладе в ходе первой встречи министров энергетики стран «Группы 20» отметил важность инвестиций, указав, что совокупные мировые инвестиции в топливно-­энергетический сектор в последнюю пятилетку стабильно превышали 1,5 трлн долл. США, а к 2035 г. этот показатель может составить более 48 трлн долл. США [22].

Заключение

Таким образом, в данной статье были проанализированы основные тенденции и предпосылки для изучения и применения иностранного опыта в сфере создания либерализованного рынка электроэнергии и реорганизации электроэнергетической отрасли, обеспечивающей население и экономику качественной и доступной электроэнергией, приносящей прибыль
и привлекающей инвестиции.
Вместе с тем, анализ зарубежного опыта, в частности Великобритании и России, подтверждает необходимость дальнейшего реформирования электроэнергетического сектора Республики Узбекистан. Выявленные тенденции и проблемы требуют комплексного подхода, включающего как пересмотр текущих тарифных и законодательных механизмов, так и внедрение новых методов управления и привлечения инвестиций. Только при условии системных изменений и учёта международного опыта возможно создание эффективного и устойчивого энергосектора, который будет способен удовлетворять растущие потребности населения и поддерживать экономическое развитие страны в долгосрочной перспективе.

Сообщение Реформы государственного регулирования электроэнергетикив Узбекистане: зарубежный опыт и вызовы на путик либерализации появились сначала на Энергетическая политика.

В ближайшие годы в КНР  ожидаются высокие темпы роста потребления природного газа. Среднегодовой прирост до 2030 г. составит, по нашей оценке, около 4,5%. Всего к 2030 г. в базовом сценарии потребление может вырасти до 520–530 млрд м3 в год по сравнению с 390 млрд м3 в 2023 г. В экспертной среде по-прежнему можно встретить и более высокие оценки (до 600 млрд м3), но такой оптимизм, на наш взгляд, выглядит всё менее оправданным. В любом случае быстрый рост спроса, заметно опережающий увеличение собственной добычи, создает благоприятные условия для увеличения экспорта в Китай российского трубопроводного и сжиженного газа. Но сколько этого газа понадобится Китаю?

Почему растет спрос?

Из-за жестких ограничений, связанных с противодействием COVID‑19, и высоких цен на спотовом рынке в 2022 г. в Китае было впервые с 1980‑х гг. зафиксировано снижение потребления газа до 369 млрд м3 (–1,2% г/г ). В 2023 г. потребление вернулось к росту, достигнув 390 млрд м3 в год. Доля газа в суммарном потреблении энергоресурсов КНР выросла к 2023 г. до 8,5%, но так и не достигла целевого показателя даже 13‑й пятилетки (10% к 2020 г.).
Потребление природного газа в Китае географически неоднородно и зависит от наличия в провинциях собственной добычи газа, их доступа к магистральным газопроводам и терминалам по приему СПГ, а также региональных запретов или ограничений на строительство новых угольных электростанций и использование угля. Около 28% потребления приходится на провинции Восточного Китая с центром в Шанхае. Вторым по величине потребителем газа является Северный Китай (21%), прежде всего, столичный регион Пекин-­Тяньцзинь-­Хэбэй. В обоих регионах действуют строгие ограничения на использование угля и существует развитая инфраструктура для доставки газа как по трубопроводам, так и в виде СПГ.
В последние годы (без учета 2022 г.) темпы роста потребления газа в КНР снижались для всех основных групп потребителей, но остаются высокими. В 2019–2021 гг. среднегодовой прирост составил 10,2%. В отраслевом разрезе наиболее быстрые темпы роста показывает промышленность (+12% в 2019–2021 гг.), а также электроэнергетика и теплоснабжение (+10%).
Неоднородная динамика потребления обусловлена государственной политикой, ориентированной на преимущественную замену угля на газ в промышленности при отсутствии существенных мер по стимулированию развития газовой электрогенерации.

Не удивительно поэтому, что основным драйвером роста спроса на газ в КНР, в отличие от многих других развивающихся стран, традиционно выступает именно промышленность. В 2019–2021 гг. на нее пришлось 61% (+58 млрд м3) общего прироста спроса. Потребление газа в промышленности (без учета производства и распределения электроэнергии и тепла) по-прежнему достигает 54% от общего потребления газа в КНР. В структуре промышленного потребления доминирует обрабатывающая промышленность (73% в 2021 г.), а внутри нее – химическая промышленность (40%), металлургия (20%), переработка нефти, угля и др. (12%), машиностроение (11%). Наибольший прирост потребления отмечается в последние годы в химической промышленности. Также увеличение спроса наблюдается в агропромышленном комплексе, металлургии, целлюлозно-­бумажной промышленности и машиностроении.

Доля электроэнергетики в потреблении газа стабилизировалась в последние годы на уровне 16–17%. Газовая электрогенерация в КНР остается неконкурентоспособной по цене по сравнению с угольной из-за диспаритета внутренних цен на эти энергоресурсы. Выбор в пользу газа обусловлен чаще всего не экономическими стимулами, а политическими задачами региональных властей и предприятий по сокращению выбросов загрязняющих веществ. В 2023 г. производство электроэнергии на газовых ТЭС увеличилось до 285 млрд кВт·ч (+6,4% г/г), но темпы его роста хронически отстают от общей электрогенерации, поэтому доля газа в ней в последние годы снижается, по-прежнему едва достигая 3% от общей выработки. В 2023 г. на газовые ТЭС пришлось лишь 2,8% от общего прироста производства электроэнергии. Почти весь прирост обеспечивают угольная, ветровая и солнечная генерации.
Загрузка газовых ТЭС также остается относительно низкой. По данным Электроэнергетического совета Китая, в 2022 г. КИУМ газовых ТЭС составлял лишь 27,7% по сравнению с 52,4% угольных ТЭС, 38,9% – ГЭС, 25,4% – ВЭС, 15,3% – СЭС и 42,1% – в среднем для электростанций всех типов (43,5% в 2021 г.).
Доля домохозяйств в потреблении газа постепенно снижается, несмотря на быстрый прирост числа бытовых городских потребителей. В 2022 г. газ потребляло 49,6% городского населения КНР или 457 млн чел.
Отличительной особенностью Китая является высокая доля транспорта в потреблении газа (10–11%) в силу масштабного развития рынка газомоторного топлива, причем не только КПГ, но и СПГ.

Импорт газа

Импорт газа в КНР увеличился в 2023 г. до 166 млрд м3 (+10% г/г), из них 59,4% приходится на СПГ и 40,6% – на трубопроводный газ. В январе-мае 2024 г. импорт газа вырос на 17,4% г/г или на 9% к аналогичному периоду 2021 г.
Трубопроводный импорт осуществляется из 5 стран:
Туркмении, Казахстана и Узбекистана по газопроводам «Центральная Азия – Китай»: действуют три его параллельные нитки «А», «В» и «С» суммарной мощностью 55 млрд м3 в год. Фактические поставки не превышают 40 млрд м3 в год.
Мьянмы – по трансграничному газопроводу мощностью 12 млрд м3 (20% мощности зарезервировано под внутренний рынок Мьянмы), однако, из-за проблем с добычей, поставки в последние годы составляют менее 4 млрд м3 в год.
России – по «Силе Сибири».

Наиболее крупным текущим трансграничным газотранспортным проектом, не считая российской «Силы Сибири», является строительство нитки «D» газопроводной системы «Центральная Азия – Китай» из Туркменистана в Синьцзян через Узбекистан, Таджикистан и Кыргызстан общей протяженностью 966 км (до границы с КНР – 840 км), проектной мощностью 30 млрд м3 в год и его продолжения на территории КНР.
Импорт СПГ в КНР предельно диверсифицирован: в 2018–2023 г. хотя бы единичные поставки в КНР осуществляли все страны-­экспортеры СПГ, в 2023 г. – 18 из 20 (все, кроме Анголы и Норвегии). Крупнейшими поставщиками СПГ в Китай остаются Австралия (34% в 2023 г.), Катар (23%), Россия (11,4%) и Малайзия (9,5%). Доминируют поставки по долгосрочным контрактам, в 2023 г. только 32% СПГ было куплено на спотовой или краткосрочной основе (все грузы из Алжира, Брунея, Камеруна, Экваториальной Гвинеи и большинство – из Омана, Нигерии, США, Папуа – Новой Гвинеи и ОАЭ).

В 2023–2025 гг. в КНР наблюдается стремительный рост ввода новых мощностей регазификационных терминалов (+123 млн т за 3 года). На КНР придется в этот период 54% всего мирового прироста мощностей регазификации. Такая динамика обусловлена быстрым ростом спроса на СПГ, особенно в пиковые периоды, что требует формирования большого резерва регазификационных мощностей.
Цены на СПГ в большинстве долгосрочных контрактов КНР по-прежнему индексируются по стоимости нефти. Однако значительная доля спотовых покупок СПГ и более выгодные условия ценообразования в контрактах на поставку трубопроводного газа приводят к существенному превышению цен на импортируемый СПГ над ценами на трубопроводный газ. Особенно заметным разрыв между ними был в 2022 г. и первой половине 2023 г. Российский трубопроводный газ остается наиболее доступным для китайских потребителей источником импорта благодаря сравнительно невысокой цене продажи и близости пункта сдачи к регионам потребления, что снижает расходы на его транспортировку по территории КНР.

Добыча и баланс газа в КНР до 2030 г.

Разрыв между внутренним потреблением и собственной добычей природного газа в КНР последовательно увеличивается, и эта тенденция сохранится, по меньшей мере, до начала – середины 2030‑х гг. Но, несмотря на отставание от спроса, добыча газа растет впечатляющими темпами, и эта тенденция также устойчива. В 2023 г. она увеличилась до 230 млрд м3 в год (+5,5% г/г), досрочно достигнув целевого показателя 14‑го пятилетнего плана, намеченного на 2025 г. К 2025–2026 гг. ожидается рост добычи до 260 млрд м3, к 2030 г. – до 300 млрд м3.
Неопределенность долгосрочных оценок добычи обусловлена ростом в структуре производства доли т. н. нетрадиционных источников (42% в 2022 г. по сравнению с 17% в 2010 г.). Благодаря мерам господдержки, быстрее всего увеличивается добыча сланцевого газа, но доля газа плотных пород остается в 2 раза выше: 22% против 11%. Производство синтез-газа из угля, несмотря на планы довести его до 32 млрд м3 еще к 2020 г., стабилизировалось на уровне 6–7 млрд м3 в год. Высокий уровень сопутствующих выбросов СО2 делает его неэффективным для достижения низкоуглеродных целей. Производство биогаза для энергетических нужд оценивается в 5–6 млрд м3 в год.
В 2024–2030 гг. продолжится поступательный рост потребления газа в КНР, но, на фоне всё более высокой базы и относительно слабой макроэкономической динамики, его темпы, по нашей оценке, существенно снизятся. CAGR уменьшится до 4,4% по сравнению с 6,8% в 2019–2023 гг. Основное охлаждение будет наблюдаться в промышленности в силу насыщения базового спроса и сужения государственных стимулов, включая меньшее административное давление со стороны региональных властей.

В электроэнергетике остается огромный потенциал по замещению угольной генерации газовой, однако новые газовые ТЭС, в основном, будут использоваться для покрытия пиковой, а не базовой нагрузки. Это создает риски последующего вытеснения газа со стороны промышленных накопителей энергии.

Рост спроса со стороны домохозяйств будет связан, в основном, с дальнейшей газификацией жилой застройки (преимущественно для нужд отопления). Однако его потенциал выглядит ограниченным из-за растущей конкуренции со стороны бытового использования электроэнергии. Продолжит также расти спрос в секторах грузовых перевозок на дальние расстояния и водного транспорта.
К 2030 г. годовое потребление газа в КНР в базовом сценарии достигнет 520–530 млрд м3 (+33–36% к 2023 г.). Наиболее быстрые темпы роста ожидаются в электроэнергетике, теплоснабжении и на транспорте (+44% в 2030 г. к 2023 г.), а также в домохозяйствах (+37%). В промышленности рост потребления, напротив, будет замедляться опережающими темпами.
Увеличение потребления означает рост импорта газа к 2030 г. до 240–250 млрд м3 (+48% или +80 млрд м3 в год относительно 2023 г.). КНР продолжает формировать избыточные мощности импорта газа и сможет снижать при желании импорт трубопроводного газа за счет увеличения поставок СПГ и наоборот, что усиливает ее переговорные позиции по цене и другим условиям поставок в отношении всех экспортеров, включая Россию.

Что будет после 2030 г.?

Газовый рынок КНР далек от насыщения, его газоемкость продолжит расти до 2030 г., а пик спроса будет пройден, вероятно, не ранее 2035 г. или позднее. Власти КНР, по нашей оценке, будут стремиться и далее сдерживать рост доли импорта газа в его потреблении в пределах 40%, в худшем случае – 50% (с 2018 г. она колеблется в диапазоне 40–43%), в т. ч. учитывая негативный опыт европейского газового кризиса 2022 г. Это ставит потребление газа в жесткую зависимость от темпов увеличения собственной добычи, которые после 2030 г. остаются достаточно неопределенными. Пределом роста добычи, по текущим оценкам (ФСЭГ, РЭА и пр.), может быть 430–450 млрд м3 в год, с учетом увеличения производства т. н. низкоуглеродных газов: биометана, водорода, низкоуглеродного синтез-газа и пр. Но такой показатель возможно будет достичь лишь к 2050 г.
Перспективы потребления газа также сильно зависят от дальнейшей низкоуглеродной политики страны, параметры которой могут существенно меняться и, скорее всего, в негативную для газового рынка сторону. Кроме того, на спрос будут воздействовать ценовая динамика на мировом и внутреннем рынках газа и геополитический фон (безопасность импортных поставок и наличие санкционных ограничений).
После 2030 г. ожидается более резкое, чем в 2024–2030 гг., снижение темпов роста и достижение пика спроса уже в период 2035–2040 гг. Мы полагаем, что пиковое потребление не превысит 600 млрд м3 в год. Собственное производство газа к этому моменту составит около 320 млрд м3 в год, что означает прирост импорта не более чем на 40 млрд м3 в год к 2030 г. Наибольшего расцвета импорт газа в КНР достигнет, по всей видимости, в период с конца 2020‑х гг. по начало 2040‑х гг. на уровне 230–280 млрд м3 в год.

Перспективы экспорта из России

В 2023 г. поставки российского трубопроводного газа в КНР по газопроводу «Сила Сибири» достигли 22,7 млрд м3. В 2024 г. они составят уже около 30 млрд м3, в 2025 г., вероятно, выйдут на проектный уровень – 38 млрд м3 в год. Начиная с 2028–2029 гг., после ожидаемого в 2027 г. запуска Дальневосточного маршрута из Приморского края, поставки должны достичь текущего законтрактованного объема – 48 млрд м3 в год. Также Россия может помочь Узбекистану и Казахстану, испытывающим возрастающие проблемы с газовым балансом, в исполнении их контрактных обязательств перед КНР. Но вероятнее всего, российское участие будет не прямым, а косвенным – через обменные операции, т. е. формально российский газ будет использоваться для газоснабжения внутренних рынков стран Центральной Азии. Величина таких свопов, по нашей оценке, может достигнуть в перспективе 8–9 млрд м3 в год.
Коммерческие поставки по газопроводу «Сила Сибири 2» могут начаться не ранее 2030–2032 гг., а выход на проектную мощность возможен в лучшем случае к 2034–2035 гг. Но проект может быть отложен и на более поздний срок. С точки зрения Китая, основным недостатком проекта является необходимость предоставления долгосрочных гарантий спроса на столь большой объем газа (50 млрд м3 в год) на фоне высокой неопределенности газового баланса КНР после 2030 г. Как мы уже отметили, в базовом сценарии весь прирост импорта газа в КНР в 2030‑е гг. может составить всего 40 млрд м3.
Для того чтобы «Сила Сибири 2» смогла встроиться в газовый баланс Китая 2030‑х гг., должен измениться сам этот баланс, т. е. должно произойти одно из трех:
должен опережающими темпами расти спрос, что пока выглядит неочевидным в рамках текущей и ожидаемой государственной политики;
должна более низкими темпами расти добыча;
должны возникнуть проблемы с импортом газа из других источников.
Как ни странно, но наиболее существенным может оказаться третий фактор. КНР может согласиться на этот проект в силу геополитических причин: для получения резервного источника газа на случай перебоев с поставками СПГ из-за возникновения санкционных или военных угроз, если такие угрозы появятся в ходе дальнейшего обострения отношений с США.
Для России «Сила Сибири 2» также остается, на наш взгляд, рискованным проектом в силу монопсонии (что грозит в будущем невыгодным изменением контрактных условий), сомнений в долгосрочной стабильности спроса (риска недозагруженности) и больших капитальных затратах на создание ГТС внутри России и Монголии в условиях ограниченных инвестиционных ресурсов.
Помимо трубопроводного газа, в 2023 г. КНР импортировала, по данным GIIGNL и IGU, 8,15 млн т (11 млрд м3) российского СПГ, обеспечив 26% всего российского экспорта СПГ и 11,5% собственных потребностей.
Основная часть российского СПГ в КНР продается на основе спотовых и краткосрочных контрактов. У Petrochina подписан контракт на поставку до 2038 г. в Китай 3 млн т СПГ в год с завода «Ямал-­СПГ». С китайскими компаниями также заключены контракты на поставку около 6 млн т СПГ с завода «Арктик СПГ 2» сроком от 10 до 20 лет.
Основная неопределенность при оценке поставок российского газа в КНР до 2030 г. связана с объемом ожидаемого свопа с Казахстаном и Узбекистаном, а также с масштабом дополнительных поставок СПГ сверх уже заключенных долгосрочных контрактов, в т. ч. со строящихся заводов «Арктик СПГ 2» и «Балтийский СПГ» и планируемых «Мурманск СПГ» и «Обский СПГ», если последние будут введены в строй до 2030 г.
К 2028–2030 гг. общий объем экспорта российского СПГ в Китай может достичь 18–21 млн т (24–28 млрд м3) в год по сравнению с 11 млрд м3 в 2023 г. Однако в случае введения эмбарго ЕС на импорт российского СПГ поставки в КНР будут выше, при условии, вероятно, вынужденного ценового демпинга. Также на поставки будет влиять ввод новых мощностей сжижения.
Суммарный экспорт российского газа в КНР к 2030 г. можно оценить в 84 млрд м3 в год, из которых 67% (как и в 2023 г.) должны обеспечить трубопроводные поставки, в т. ч. своповые через Казахстан. Эти объемы, по нашей оценке, обеспечены гарантированным спросом в КНР при условии их ценовой конкурентоспособности и возможности обхода санкционных ограничений, введенных США и ЕС.

Сообщение Сколько российского газа требуется Китаю? появились сначала на Энергетическая политика.

Надежда ЛЮБОВСКАЯ
Второй секретарь МИД России
E-mail: nmlyubovskaya@mid.ru

В настоящее время в мировой энергетике происходит структурная трансформация, спровоцированная шоками 2021–2022 гг., глубинными процессами политико-­экономической природы (эрозия системы глобальной безопасности, тенденция милитаризации, повышенная инфляция, ужесточение монетарной политики, односторонние экономические рестрикции, отказ от норм ВТО и международного права), а также долгосрочными трендами – фрагментация рынков, в первую очередь энергетических, формирование многополярного мира, дедолларизация при увеличении роли национальных валют.
Российская энергетическая отрасль достойно справляется с возникающими вызовами, функционирует устойчиво, производственные показатели стабилизированы, по ряду из них отмечается качественный рост [].
ТЭК сохраняет за собой важнейшую роль в национальном хозяйстве, доля которого достигает более 30% ВВП и более 50% доходов бюджета. Отрасль обеспечивает более 3 млн высокотехнологичных рабочих мест []. В основе этого – прочный фундамент, который был сформирован в отраслях ТЭК за последние годы. Он позволяет максимально эффективно нивелировать последствия санкций и, несмотря на трансформацию мировых энергетических рынков, продолжать развитие.
Российская Федерация была и остается ответственным и надежным поставщиком энергоресурсов, ключевым участником международного энергетического сотрудничества.
Основополагающие подходы по этой теме определены в Концепции внешней политики, Стратегии национальной безопасности, Доктрине энергобезопасности, Энергетической стратегии на период до 2035 г. и иных документах, посвященных конкретным темам (например, Концепция взаимодействия Российской Федерации с форумом стран – экспортеров газа).
В условиях беспрецедентного санкционного давления и «разворота на Восток» 31 марта 2023 г. вышла новая редакция Концепции внешней политики []. Содержание документа в редакции 2016 г. при сохранении основополагающих целей, задач, принципов и механизмов переработано сообразно переосмыслению подходов к работе на внешнем контуре с учетом всей полноты факторов и тенденций развития международных отношений. Несмотря на схожесть по форме с предыдущим, по духу новый документ принципиально иной [].
В концепции закрепляется открытость России международному сотрудничеству, приоритетное внимание уделено работе по укреплению суверенитета, повышению роли нашей страны в решении мировых проблем, расширению связей с конструктивно настроенными странами, формированию условий для отказа недружественных государств от враждебной политики по отношению к России и выходу на более справедливое, многополярное мироустройство.
Новый концептуальный момент – внедрение дифференцированного подхода к развитию связей с иностранными государствами в зависимости от характера их политического курса в отношении России, степени уважения наших интересов.
Основные возможности для конструктивного международного сотрудничества связываются со странами за пределами региона Евро-­Атлантики. Именно государства глобального Юга и глобального Востока призваны внести определяющий вклад в развитие мировой экономики, создание более сбалансированного и демократичного миропорядка.
Роль флагманского внешнеполитического проекта закреплена за большим евразийским партнерством (БЕП), задача по формированию которого закреплена в Стратегических направлениях развития евразийской экономической интеграции до 2025 г., утвержденных на заседании высшего евразийского экономического совета 11 декабря 2020 г.
«Выстраивание сотрудничества по линии большого евразийского партнерства, инициативу создания которого мы выдвинули несколько лет назад – это еще один наш магистральный внешнеполитический проект», – подчеркнул Президент Российской Федерации В. В. Путин 4 декабря 2023 г. в ходе церемонии вручения верительных грамот послам иностранных государств [].
Центральная роль в БЕП отводится Евразийскому экономическому союзу (ЕАЭС), предусматриваются конкретные шаги с его стороны по сопряжению с инициативой «Один пояс – один путь», укрепление партнерства с Шанхайской организацией сотрудничества (ШОС) и Ассоциацией государств Юго-­Восточной Азии (АСЕАН), установление диалога с международными организациями и объединениями и государствами Азии и Европы [].
БЕП – открытый интеграционный контур для всех государств и объединений Евразии. В этом контексте многоформатного всеобъемлющего сотрудничества, которое охватывает все сферы экономической и социальной жизни, концепция единого евразийского энергопространства может стать одной из скреп этого стратегического замысла.
Евразийская объединительная повестка вокруг энергетики предопределена экономическими, географическими, природными и социальными факторами с опорой на ключевые параметры []:

1. Обеспечение безопасного и устойчивого доступа к современным источникам энергии в целях содействия развитию и прогрессу, искоренению энергетической бедности по большей части за счет формирования открытых, экономически обоснованных и недискриминационных общих энергорынков.
2. Применение механизма «проектов общего интереса», что подразумевает совместную реализацию проектов и достижение синергии за счет раскрытия потенциала имеющихся ресурсов.
3. Устойчивый курс на ресурсный, технологический, интеллектуальный и финансовый суверенитет. Принципиально важно сохранить самостоятельность и состоятельность государств партнерства в указанных сферах, сохранить весь регион вне влияния неоколониальных амбиций коллективного Запада.
4. В интересах всех стран Евразии приоритетны сбалансированные подходы к декарбонизации с акцентом на опережающее развитие технологий и низкоуглеродную энергетику.
5. Формирование согласованных подходов к климатической повестке в интересах континента.
   

В настоящее время работа по формированию общих энергорынков, созданию условий для реализации кооперационных проектов в сфере энергетики и климата уже ведется на площадке ЕАЭС. Запущены механизмы сближения национальных систем валидации и верификации климатических проектов, выработки комплексных мер стимулирования низкоуглеродного развития, а также создания инструментов совместного реагирования на навязываемые барьеры, связанные с климатическим регулированием и односторонними рестрикциями. Это направление международного сотрудничества представляется исключительно перспективным и стратегически значимым.
Недружественная политика западных стран в отношении России как надежного поставщика доступных и «удобных» энергоресурсов с тем, чтобы снизить до минимума доходность российского ТЭК, сохраняя при этом устойчивость поставок, не достигла своей цели. Отечественные энергокомпании оперативно среагировали, переориентировав свой экспорт на страны ближнего зарубежья, большую Евразию, страны глобального Юга и Востока, которые обладают значимым и перспективным потенциалом (рис. 1, 2).

Текущая ситуация рассматривается в качестве точки роста для российского ТЭК и всей системы внешнеэкономических отношений.

При этом в качестве ключевых приоритетов энергетической политики России определены:
надежное снабжение доступными энергоресурсами внутреннего рынка, то есть удовлетворение потребностей наших граждан, промышленности, бизнеса, социальных объектов;
сохранение и приумножение экспортного потенциала и лидерских позиций на мировом рынке энергоресурсов []. Исходим из того, что для успешной реализации этих задач необходимы совместные усилия государства, бизнеса, и научного сообщества.
Важно отметить, что российские энергокомпании адаптируют производственные процессы с учетом экологических требований и тенденций. На современном этапе российская энергетика – одна из наиболее экологичных в мире: 87% электроэнергии производится на основе чистых источников []; планомерно развивается водородная энергетика и ВИЭ.
Комплексная работа по снижению углеродного следа в ТЭК по всей производственной цепочке, переходу на «чистые» и низкоэмиссионные технологии, реализации климатических проектов ведется непосредственно экономическими операторами, а также в рамках гармонизации национальных подходов к климатической повестке с дружественными странами и в контуре межгосударственных объединений.
Цель этой работы – развитие национального рынка углеродных единиц и уверенный выход на международно-­климатическую арену.

Выводы

1. Россия была и остается одним из ключевых игроков на мировых энергорынках, надежным и ответственным поставщиком доступных и экологичных источников энергии высокого качества; настроена и открыта к конструктивному сотрудничеству на основе норм международного права.
2. События 2022–2023 гг. со всей очевидностью показали, что заместить российские энергоресурсы, в частности, на европейском направлении, весьма проблематично и экономически нецелесообразно.

3. На фоне геополитической напряженности российский ТЭК противостоит беспрецедентным вызовам. Речь идет о политически мотивированных нарушениях норм международного права и ВТО, попытках внедрения антирыночных «санкционных» механизмов, создания рынка покупателей за счет слома сформированной системы отношений, ограничения суверенитета на природные ресурсы и перераспределения доходов, но при этом демонстрирует высокую степень устойчивости, способность пройти через глубокую трансформацию производственных и логистических процессов без критических изменений и сис­темных сбоев.
4. В контексте всего вышесказанного, усилия отечественной энергетической дипломатии сфокусированы на пересмотре экспортных приоритетов, обретении технологического суверенитета, отстаивании взвешенных подходов к климатической повестке. Конечная цель – стабилизация энергорынка, поддержание высокой стрессоустойчивости отечественного ТЭК, обеспечение необходимых отраслевых инвестиций и сохранение предложения энергоресурсов нашим партнерам.
5. С учетом текущей динамики прогнозируется высокая волатильность на энергорынках как следствие нарастающей глобальной конкуренции за рынки и ресурсы, разрушения архитектуры энергобезопасности, использования «зеленой повестки» в качестве инструмента этой борьбы, обострения конфликтов с участием стран – экспортеров углеводородов.

Сообщение Международное энергетическое сотрудничество и новая концепция внешней политики России появились сначала на Энергетическая политика.

Людмила ЧУДИНОВА
Старший научный сотрудник Института систем энергетики им. Л. А. Мелентьева, к. т. н.
E-mail: chudinova@isem.irk.ru

Введение

В современных условиях внешнего санкционного давления, разрыва экономических связей с целью изолировать Россию, особенно важно развивать взаимовыгодное партнерство со странами, не поддерживающими агрессивную антироссийскую политику. Россия традиционно являлась партнером стран Центральной Азии в области электро­энергетики (также, как и в других отраслях экономики). Меж­государственное экономическое и энергетическое (в т. ч. электро­энергетическое) взаимовыгодное партнерство России с центральноазиатскими странами может стать важным фактором стабилизации и подъема экономики и жизненного уровня населения взаимодействующих стран.
В последние годы электро­энергетическое партнерство России со странами Центральной Азии восстанавливается и развивается. Это партнерство включает торговлю электро­энергией с Казахстаном, непосредственно граничащим с Россией, а также другими странами региона через электрические сети Казахстана. Россия занимается инвестированием, проектированием и строительством электро­энергетических объектов в Центральной Азии, поставкой энергетического и электротехнического оборудования, управлением объектами. Россия также входит в многосторонние электро­энергетические проекты через российско-­центральноазиатское партнерство с выходом в перспективе на электро­энергетические рынки стран Южной Азии и Ближнего Востока.
В статье рассматриваются основные объемные и структурные показатели электро­энергетических систем России и стран Центральной Азии, межгосударственные электрические связи, факторы системности и надежности взаимодействия национальных энергосистем в регионе. Анализируются электро­энергетические проекты России в странах Центральной Азии, в том числе совместные, в области атомной, тепловой и гидроэнергетики, перспективы российско-­центральноазиатского электро­энергетического партнерства с выходом России на электро­энергетические рынки стран Южной Азии и Ближнего Востока и с расширением присутствия в Малой Азии. Отмечается роль Китая, Турции, Южной Кореи, международных банков развития в инвестировании проектов электро­энергетики стран Центральной Азии. Россия и страны Центральной Азии имеют потенциал для дальнейшего углубления и развития взаимовыгодного электро­энергетического партнерства в условиях турбулентной международной обстановки и внешних угроз.

Электроэнергетика Российской Федерации

На конец 2021 г. в составе Единой энергосистемы (ЕЭС) России работали семь объединенных энергосистем (ОЭС): Центра, Средней Волги, Урала, Северо-­Запада, Юга, Сибири и Востока (рис. 1) [1].

Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 01.01.2022 г. составила 246,6 ГВт (таблица 1). В структуре как генерирующих мощностей, так и в производстве электро­энергии в ЕЭС России наибольшую долю занимают тепловые электростанции (ТЭС), соответственно – 66 и 61%, том числе на газе – 49,6 и 48,1% (рис. 2) [1]. Суммарная выработка электро­энергии электростанциями ЕЭС России по итогам 2021 г. составила 1114,6 млрд кВт·ч (+6,4% к 2020 г.). Потребление электро­энергии в 2021 г. составило 1090,4 млн кВт∙ч (+5,5% к 2020 г.), объем экспорта электро­энергии – 20,9 млрд кВт·ч (12,1 млрд кВт·ч в 2020 г.), импорта – 1,6 млрд кВт·ч (1,4 млрд кВт·ч в 2020 г.).
В 2021 г. параллельно с ЕЭС России работали энергосистемы Эстонии, Латвии, Литвы, Беларуси, Украины, Грузии, Азербайджана, Казахстана и Монголии, а также энергосистемы Центральной Азии (ЦА) – Узбекистана и Киргизии (через энергосистему Казахстана) и Молдавии (через энергосистему Украины).
По линиям электропередачи переменного тока осуществлялась передача электро­энергии в энергосистему Южной Осетии и энергосистему Абхазии. Совместно с ЕЭС России через преобразовательные устройства постоянного тока работали энергосистемы Финляндии и Китая. Кроме этого, параллельно с энергосистемой Финляндии работали отдельные генераторы Северо-­Западной теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) и ГЭС энергосистем г. Санкт-­Петербурга, Ленинградской и Мурманской областей, с энергосистемой Норвегии – отдельные генераторы ГЭС энергосистемы Мурманской области. По линиям электропередачи переменного тока осуществлялась передача электро­энергии в Китай в «островном» режиме.
Основными импортерами электро­энергии в 2021 г. являлись Финляндия (9,2 ТВт·ч – 40,3%) и Китай (3,97 ТВт·ч – 17,4%), экспортером – Казахстан (1,2 ТВт·ч – 84,8%) (рис. 3).
В 2022 г. произошло изменение объемов и направлений экспортно-­импортных потоков электро­энергии. Страны Балтии и Финляндия с мая приостановили импорт электро­энергии из России, объясняя это сложностью оплаты в руб­лях. Тем не менее, статистика таможенных служб Литвы и Латвии по сентябрь продолжала публиковать объемы экспорта/импорта электро­энергии. По информации от 07.12.2022 г., «Интер РАО» не видит перспектив для возобновления экспорта электро­энергии в Прибалтику и Финляндию. Обмены электро­энергией с Беларусью остаются на прежнем уровне. Согласно имеющимся данным, в январе 2022 г. экспорт электро­энергии из России в Украину сохранялся. Информация из открытых источников о торговле электро­энергией между этими странами в последующий период отсутствует. Очевидно, что с началом специальной военной операции (СВО) эта торговля прекратилась.
В направлении ЦА и Кавказа сохранены операции по передаче электро­энергии, в том числе в Турцию транзитом через Грузию. Существенные изменения отмечены в восточном направлении. За 10 месяцев 2022 г. произошло увеличение экспорта в Монголию на 55%, в Китай – на 33%. По итогам года общий объем экспорта электро­энергии в 2022 г. составил 13,6 млрд кВт·ч. В 2023 г. в связи с выведением значительного объема генерирующего оборудования в ремонт, снижением выработки ГЭС и существенным повышением собственного электропотребления в ОЭС Востока, поставки в КНР снизились. Объем экспорта в Китай по итогам года составил 3,1 млрд кВт·ч (в 2022 г. – 4,7 млрд кВт·ч). В то же время отмечены рекордные значения поставок в Казахстан (4,7 млрд кВт·ч) и в Монголию (900 млн кВт·ч) [2]. Объем экспорта электро­энергии в целом за 2023 г. снизился на 21,7%, до 10,7 млрд кВт·ч. При этом была введена экспортная пошлина в размере 7% для электро­энергии, поставляемой за пределы ЕАЭС [3]. «Интер РАО» уведомило Китай, Монголию и Азербайджан о соответствующем росте цены.

Электроэнергетика стран Центральной Азии

Суммарная установленная мощность электростанций стран Центральной Азии (ЦА) (Казахстана, Кыргызстана, Таджикистана, Туркменистана, Узбекистана) в 2021 г. составила 63,6 ГВт, выработка электро­энергии электростанциями – 249,7 ТВт·ч, электропотребление – 248,2 ТВт·ч, сальдо перетоков – 1,4 ТВт·ч (таблица 2) [4–7].

В 2021 г. произошел рекордный рост электропотребления в Казахстане (+6%, ранее 1,5–2% в год). Выработка электро­энергии при этом увеличилась на 5,7%. Бурный рост спроса связывают не только с ожидаемым ростом производства в энергоемких отраслях, но и с ростом мощностей майнеров криптовалют. По оценкам KEGOC, в октябре 2021 г., майнеры потребляли до 1000 МВт мощности при общей располагаемой мощности в энергосистеме на уровне 19000 МВт. Причем до 40% потребления майнеров приходилось на так называемых «серых» майнеров, которые подключались к электросетям как домохозяйства. Из-за возникшего дефицита электро­энергии станциям не давали выводить мощности в плановые ремонты, что также способствовало росту числа аварийных остановок энергооборудования.
Начиная с 2019 г., Казахстан стал нетто-­импортером электро­энергии из России: объем импорта в 2021 г. составил 1,8 млрд кВт·ч при экспорте в 1,2 млрд кВт·ч [7, 8]. Однако, в целом (с учетом обменов электро­энергией с другими странами ЦА) в 2021 г. Казахстан был нетто-­экспортером электро­энергии (см. таблицу 2). В 2023 г. ситуация не изменилась, и нехватка электро­энергии компенсировалась также путем закупок из РФ. По прогнозному балансу электро­энергии и мощности Министерства энергетики Казахстана, к 2029 г. ожидается дефицит в размере 5,5 млрд кВт·ч по электро­энергии и 3 ГВт по мощности [9].
Дефицит также объясняется высокой степенью износа энергетического оборудования: генерирующее оборудование в среднем изношено на 65%, электрические сети – на 83%, тепловые сети – на 80% [10].
В докладе Евразийского банка развития «Инвестиции в водно-­энергетический комплекс Центральной Азии» отмечались общие негативные факторы энергокомплекса региона [11]:
высокий уровень износа электросетевого комплекса и генерирующих мощностей (удельный вес мощностей возрастом свыше 30 лет составляет от 44 до 75%);
высокий уровень потерь электро­энергии (7–20% производства в некоторых странах);
разбалансированность производства и потребления электро­энергии (потеря 11 млрд кВт·ч экспортного потенциала);
снижение надежности энергоснабжения в Узбекистане и на юге Казахстана в результате нехватки маневренных мощностей и неиспользования ГЭС соседних стран;
нерациональное использование гидроэлектро­энергии, проявляющееся через сезонный дефицит и холостые сбросы воды, как результат несовпадения пиков производства и потребления (согласно ПАО «Русгидро», ежегодный объем неудовлетворенного спроса в Кыргызстане и Таджикистане оценивается в 1,5–3 ТВт·ч и 4–4,5 ТВт·ч, соответственно) и др.
Дефицит мощности и энергии в энергосистеме Узбекистана в период осенне-­зимнего максимума нагрузок приводит к перегрузке сечения «Север – Юг Казахстана», срабатыванию автоматики деления по транзиту «Север – Юг Казахстана» и неплановым отклонениям перетоков между энергосистемами России и Казахстана. Все эти негативные факторы приводят к тяжелым авариям в энергосистемах стран ЦА, потере многолетней регулирующей способности водохранилищ и нарастанию критического недостатка воды на ирригационные цели даже в многоводные годы (авария 25 января 2021 г. в ЦАЭО).

Межгосударственные электрические связи ЕЭС России и Центральной Азии

Центрально-­Азиатское энергообъединение (ЦАЭО) фактически возникло на базе входившей в Единую энергосистему бывшего СССР объединенной энергосистемы Средней Азии на территории четырех государств – Узбекистана, Таджикистана, Туркменистана, Кыргызстана и прилегающих к ним пяти областях Юга Казахстана [12]. После распада Советского Союза страны Центральной Азии, ставшие самостоятельными государствами, пытались проводить независимую энергетическую политику. Однако взаимозависимость их энергобалансов, обусловленная централизованным управлением развития их генерирующих мощностей в прошлом, вынудила правительства этих стран восстановить прежние условия работы их энергосистем. В 1999 г. было подписано соглашение между Республикой Казахстан, Киргизской Республикой, Республикой Таджикистан и Туркменистаном о параллельной работе энергетических систем Центральной Азии. Данное соглашение фактически реанимировало ОЭС Средней Азии с ее координационным диспетчерским центром (КДЦ) «Энергия», расположенном в Узбекистане. КДЦ осуществляет единое оперативное управление режимами, эксплуатацией и планированием ЦАЭО.
Энергосистемы Туркменистана и Таджикистана в настоящее время работают изолированно от ЦАЭО. Туркменистан вышел из состава ОЭС ЦА в 2003 г. по собственной инициативе. В настоящее время работает в параллельном режиме с Иранской энергосистемой, а с ЦАЭО – по «островным» схемам. Таджикистан был отделен от энергообъединения ЦА из-за многократных нарушений условий параллельной работы. В настоящее время при финансовой поддержке Азиатского банка развития (АБР) активно ведется работа по переподключению энергосистемы Таджикистана к ЦАЭО [13].
Межгосударственные связи ЦАЭО в южном направлении представлены электропередачами из Кыргызстана, Узбекистана, Туркменистана, Таджикистана в Афганистан напряжением 220–110–10–6 кВ и из Туркменистана в Иран напряжением 220 кВ. Экспорт электро­энергии в Афганистан осуществляется на основе имеющихся договоренностей между странами Центральной Азии и Афганистаном, в частности, из Таджикистана в период с мая по сентябрь, а из Узбекистана – с октября по апрель.
ЕЭС России связана с ЦАЭО через электрические сети Казахстана (рис. 1, 4) [1, 12]. Основными функциями межгосударственных электрических связей (МГЭС) «РФ – Казахстан» являются:
обеспечение транзита электро­энергии «Урал – Казахстан – Сибирь»;
поддержание нормативных уровней частоты;
взаимопомощь в аварийных ситуациях;
торговля электро­энергией.
Имеются электрические связи Казахстана со следующими энергосистемами ЕЭС России:
ОЭС Центра – линиями электропередачи напряжением 110–35–10 кВ, в том числе 3х110 кВ;
ОЭС Юга – пятью ВЛ напряжением 110 кВ;
ОЭС Урала – тридцатью четырьмя ВЛ напряжением 1150–500–220–110–10–0,4 кВ, в том числе одной ВЛ 1150 кВ «Челябинск – Кустанай», включенной на 500 кВ, 3хВЛ 500 кВ, 5хВЛ 220 кВ, 15хВЛ 110 кВ;
ОЭС Сибири – одной линией в габаритах 1150 кВ «Барнаул – Экибастуз» (работает на напряжение 500 кВ), пятью линиями 500 кВ, 4хВЛ 220 кВ, и линиями 110 кВ.
Основные технические и финансовые обязательства сторон при параллельной работе ЕЭС Казахстана и ЕЭС России регламентируются [14]:
договором о параллельной работе электро­энергетических систем Республики Казахстан и Российской Федерации;
договорами купли-­продажи отклонений фактических почасовых межгосударственных сальдо перетоков электро­энергии ЕЭС Казахстана на границе с ЕЭС России от плановых между KEGOC и ПАО «Интер РАО»;
договором оказания услуг по передаче (транзиту) электро­энергии по сети KEGOC.

Эффекты взаимодействия энергосистем России и стран Центральной Азии

Взаимодействие национальных электро­энергетических систем России и Казахстана позволяет реализовывать системные интеграционные эффекты, включая режимные, надежностные, структурные и другие.
Обмен мощности между европейской секцией ЕЭС России и ОЭС Сибири через сети Казахстана традиционно осуществлялся в следующем режиме. В часы ночного минимума нагрузки в европейской секции ЕЭС России осуществлялся переток мощности и энергии в восточном направлении в ОЭС Сибири, а в часы вечернего максимума нагрузки в европейской части России, наоборот, происходила выдача мощности и электро­энергии из ОЭС Сибири в западном направлении. Это позволяло реализовать режимный эффект регулирования суточного графика нагрузки в европейской части России, используя для обмена перетоками двух российских регионов электрические сети северного Казахстана [18, 19].
Также сильная взаимосвязь функционирования ЦАЭО и ЕЭС России наиболее явно проявилась при ликвидации последствий аварий на Саяно-­Шушенской ГЭС – 17 августа 2009 г. и в ЦАЭО – 25 января 2022 г.

Транзит из объединенных энергосистем Урала и Средней Волги через территорию Казахстана позволил избежать каскадного отключения и «погашения» ОЭС Сибири. Казахстан также частично компенсировал собственными мощностями недовыработку СШГЭС.
Аварийное веерное отключение 25 января 2022 г. в ЦАЭО привело к масштабному отключению большей части Казахстана, Кыргызстана и Узбекистана. Как следствие, произошло аварийное разделение транзита «Север – Восток – Юг Казахстана» с погашением значительной части потребителей Южной зоны Казахстана. Казахстан в первые часы после аварии резко увеличил экспорт электро­энергии в РФ до 750 МВт из-за избытка мощности. До аварии переток электро­энергии осуществлялся из России в Казахстан [20].
Приведенные примеры являются иллюстрацией повышения эффективности и надежности электроснабжения потребителей в рамках взаимодействия национальных ЭЭС России и Центральной Азии.

Совместные электроэнергетические проекты России и стран Центральной Азии

В таблице 3 приведен краткий список завершенных, реализуемых и планируемых совместных электро­энергетических проектов РФ со странами Центральной Азии [11, 21, 22].
Проект Сангтудинской ГЭС‑1 был реализован при непосредственном экономическом и техническом участии России. В настоящее время она является основным собственником этого крупного электро­энергетического объекта, играющего важную роль в электроснабжении Таджикистана и всей Центральной Азии. Доля компаний Российской Федерации в уставном капитале ОАО «Сангтудинская ГЭС‑1» составляет 75% минус 1 акция, доля Республики Таджикистан – 25% плюс 1 акция.

Наиболее значимым и актуальным на текущий момент представляется проект сооружения АЭС российского дизайна в составе двух блоков с реакторами ВВЭР‑1200 в Узбекистане. Станция будет построена за счет средств госбюджета Узбекистана и госкредита России [23]. В ноябре 2023 г. разработка контракта на строительство АЭС вышла на завершающую стадию [24]. Окончательное соглашение на текущий момент (март 2024 г.) еще не подписано.
Остается открытым вопрос сооружения АЭС в Казахстане. Казахстан получил технико-­коммерческие предложения от 6 вендоров из Китая, Кореи, России, США и Франции. Срок реализации проекта составит 10–12 лет. По планам Министерства энергетики, до 2035 г. в Казахстане будут построены атомные мощности в объеме 2,4 ГВт. Стоимость каждого энергоблока на 1,2 ГВт оценивалась в 5 млрд долл. Срок строительства АЭС займет 10 лет [25]. Несмотря на лидирующие позиции российского «Росатома» по объемам строительства атомных реакторов в мире, Казахстан также рассматривает в качестве потенциальных поставщиков ядерных технологий китайскую компанию CNNC, южнокорейскую KHNP и французскую EDF [26].
Помимо АЭС большой мощности, Гос­корпорация (ГК) «Росатом» ведет переговоры о строительстве малых АЭС с Киргизией, Узбекистаном [27]. 20 января 2022 г. Госкорпорация «Росатом» и Министерство энергетики Киргизской Республики подписали меморандум о сотрудничестве в сооружении атомных станций малой мощности [28]. На текущий момент изучаются площадки для строительства АЭС малой мощности на базе реакторной установки РИТМ‑200Н, которая будет состоять из двух энергоблоков по 55 МВт [29].
9 ноября 2023 г. был подписан меморандум о строительстве трех ТЭЦ в Казахстане общей мощностью 1 ГВт с финансированием российскими банками. Подрядчиком выступает российская компания «ИНТЕР РАО – экспорт» [21] (таблица 3). В конце декабря 2023 г. в продолжение меморандума подписаны соглашения о сотрудничестве между АО «Самрук-­Казына» и ООО «Интер РАО – Экспорт» по проектам строительства трех ТЭЦ в городах Кокшетау, Семей, Усть-­Каменогорск, а также между АО «Самрук-­Энерго» и ООО «Фирма ОРГРЭС» по строительству энергоблоков № 3 и 4 на Экибастузской ГРЭС‑2 с использованием российского оборудования [22].
Среди крупных проектов также реализация планов по вводу в ближайшее десятилетие объектов солнечной и ветровой генерации общей мощностью до 11 ГВт в Казахстане, Киргизии, Таджикистане и Узбекистане с возможным участием России.
Важное значение имеют проекты по выстраиванию систем автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности (АРЧМ) в ОЭС Центральной Азии и проекты создания межгосударственных рынков электро­энергии, что предусматривает участие Казахстана и Кыргызстана в общем электро­энергетическом рынке Евразийского экономического союза (ЕАЭС), в т. ч. с участием России.
Вместе с тем, как показывает практика, участие России в совместных проектах в Центральной Азии является достаточно рискованным. Так, в 2012 г. Кыргызстан заключил соглашение с Россией о строительстве Камбаратинской ГЭС‑1 и Верхненарынского каскада ГЭС. 20 января 2016 г. парламент Киргизии в одностороннем порядке денонсировал соглашение с РФ. Кыргызстан отказался от дальнейших изысканий и перевел 37 млн долл., инвестированные ранее Россией, во внутренний суверенный долг [30]. 7 января 2023 г. опубликовано сообщение о подписании дорожной карты строительства Камбаратинской ГЭС‑1 совместно Узбекистаном, Кыргызстаном и Казахстаном [31]. Будет ли участвовать Россия в сооружении данного объекта, пока неясно.

Перспективы электроэнергетической интеграции РФ в центральноазиатском направлении

Каспийское энергокольцо. Каспийское энергетическое кольцо (КЭК) рассматривается как взаимосвязь национальных энергосистем (НЭС) стран бассейна Каспийского моря, включая Россию, страны Центральной Азии, в том числе Казахстан и Туркменистан, а также Иран и Азербайджан (рис. 6) [32–35].

В последние годы активизировались многосторонние и двусторонние контакты для укрепления существующих и создания новых межгосударственных электрических связей между прикаспийскими странами в направлении «Армения – Россия – Иран – Грузия» (2016), «Иран – Азербайджан – Россия» (2019) и «Туркменистан – Иран» (2021) [32–38]. Подписанные соглашения и достигнутые договоренности можно рассматривать как первые практические действия, способствующие реализации Каспийского энергетического кольца. Наиболее проработанным на данный момент является направление «Иран – Азербайджан – Россия», находящееся на стадии доработки технико-­экономического обоснования (ТЭО) [39]. Действующие МГЭС «Туркменистан – Иран» объединяют на параллельную работу энергосистемы двух стран. В рамках строительства новой МГЭС 400–500 кВ в ходе ирано-­туркменских переговоров в Тегеране было объявлено о завершении и готовности к эксплуатации иранского участка ЛЭП «Мары – Мешхед» [40]. С окончанием реализации данного проекта, Иран рассматривает возможность поставки электро­энергии через Туркменистан из России [41].
Центральная Азия – Южная Азия. На текущий момент реализуются проекты по созданию регионального электро­энергетического рынка Центральной и Южной Азии – CASAREM, как части азиатского межгосударственного энергообъединения (МГЭО), тем самым способствуя формированию Евразийского МГЭО, которое, в свою очередь, в отдаленной перспективе может стать элементом глобального суперэнергообъединения (рис. 7) [35, 42].

EAEU – Eurasian Economic Union (Евразийский экономический союз); SARI/EI – South Asia Regional Initiative for Energy Integration (Региональная инициатива Южной Азии по энергетической интеграции); ECOREM – Economic Cooperation Organization Regional Electricity Market (Региональный рынок электро­энергии Организации экономического сотрудничества); CAREM–Central Asia Regional Electricity Market (Центральноазиатский региональный рынок электро­энергии); CASA– Central Asia–South Asia (Центральная Азия – Южная Азия); CASAREM–Central Asia – South Asia Regional Energy Markets (Региональные энергетические рынки Центральной Азии и Южной Азии). AFG – Afghanistan (Афганистан); ARM – Armenia (Армения); AZE – Azerbaijan (Азербайджан); BEL – Belarus (Беларусь); BGD – Bangladesh (Бангладеш); BTN – Bhutan (Бутан); CHN – China (Китай); KAZ – Kazakhstan (Казахстан); KGZ – Kyrgyzstan (Кыргызстан); IND – India (Индия); IRN – Iran (Иран); IRQ – Iraq (Ирак); LKA – Sri Lanka (Шри-­Ланка); MDV–Maldives (Мальдивы); MNG – Mongolia (Монголия); NPL – Nepal (Непал); PAK – Pakistan (Пакистан); RUS – Russia (Россия); TKM – Turkmenistan (Туркменистан); TJK – Tajikistan (Таджикистан); TUR – Turkey (Турция); UZB – Uzbekistan (Узбекстан).

Указанные выше многосторонние проекты электро­энергетической интеграции являются расширением российско-­центральноазиатского партнерства в области электро­энергетики, в то же время базируясь на нем. Россия, участвуя в данных проектах, может проникать на новые электро­энергетические рынки стран Ближнего Востока и Южной Азии, расширять свое присутствие в Малой Азии.

Роль других государств в электроэнергетике Центральной Азии

Очевидно, что Россия не является единственным партнером стран Центральной Азии в электро­энергетике, и ее взаимодействие с электро­энергетическими компаниями региона происходит в присутствии в данной отрасли активных игроков из других стран и, в определенной степени, в конкурентной борьбе с ними. В постсоветский период в регион устремились США, Китай и другие страны, приобретая электро­энергетические активы и внедряясь в национальную электро­энергетику стран Центральной Азии.
Китай на текущий момент занимает лидирующую позицию в реализации энергетических проектов в странах Центральной Азии, прежде всего в сфере возобновляемых источников энергии. В частности, в 2023 г. подписаны: соглашение о строительстве СЭС (1000 МВт) между кабинетом министров Кыргызстана и китайским энергетическим консорциумом в составе China Power International Development Limited (CPID) и China Railway 20 Bureau Group Corporation (CR20G); межправительственные меморандумы о намерениях экспорта электро­энергии в Китайскую Народную Республику и строительстве ЛЭП 500 кВ «Кыргызстан – Китай» и малых ГЭС; соглашение о сотрудничестве Министерства энергетики Узбекистана с консорциумом компаний Huaneng Renewables Corporation и Poly Technologies по строительству СЭС (2000 МВт); меморандум между Министерством энергетики Казахстана, Государственной энергетической инвестиционной корпорацией Китая China Power International Holding Ltd (CPIH) и китайской SANY Renewable Energy о сооружении ветропарка (1000 МВт) и нескольких заводов по производству башен, гондол и лопастей для ВЭС [43–46]. 26 сентября 2022 г. «Самрук-­Казына» и China Machinery Engineering Corporation (CMEC) заключили меморандум о взаимопонимании и сотрудничестве по дальнейшей реализации проекта расширения и реконструкции Экибастузской ГРЭС‑2 (изготовление, поставка оборудования, участие в строительстве) [47]. Этот проект не был реализован, и, как указывалось выше, в декабре 2023 г., аналогичный меморандум подписан российской стороной с иcпользованием российского оборудования [22].
Помимо КНР, в реализуемых проектах принимают участие и другие страны. В частности, в Узбекистане ведет строительство Сурхандарьинской ТЭС (850 МВт) турецкая компания Cengiz Enerji. Ташкентская ТЭС (900 МВт) строится также турецкой компанией Yildirim Enerji. Строительство (с последующей эксплуатацией) Сырдарьинской ТЭС (1600 МВт) осуществляется консорциумом, состоящим из французской Electricite De France (EDF), катарской Nebras Power, японских Sojitz Corporation и Kyuden International [48–50].
В Казахстане создание трех ветропарков мощностью по 1000 МВт каждый осуществляется французской Total Eren, саудовской ACWA Power и компанией Masdar (ОАЭ). Строительство ТЭС (1000 МВт) в Туркестанской области ведется южнокорейской компанией Doosan Group [51, 52].
В Кыргызстане cтроительство СЭС и ГЭС (260 МВт) ведется испанской энергокомпанией «EcoEner», строительство ВЭС (200 МВт) – компанией Masdar из ОАЭ [53, 54].
В Туркменистане турецкие компании осуществляют строительство объектов электро­энергетики: Çalyk Holding строит ЛЭП 500 кВ «Туркменистан – Афганистан – Пакистан», Çalik Enerji Sanayi ve Ticaret A. Ş. сооружает ВЭС и СЭС [55].
Ввиду нестабильности в финансовом секторе и, как следствие, малой инвестиционной привлекательности большинства центральноазиатских стран, есть определенные сложности в привлечении средств на реализацию энергетических проектов. Ключевыми инвесторами, помимо российских, китайских и других, выступают банки развития: Европейский банк реконструкции и развития (ЕББР (EBRD), Всемирный банк (ВБ), Азиатский банк развития (АБР (ADB), Евразийский банк развития (ЕАБР), Евразийский фонд стабилизации и развития (ЕФСР), Европейский инвестиционный банк (ЕИБ (EIB), Азиатский банк инфраструктурных инвестиций (АБИИ (АIIB), Исламский банк развития [11].
Наиболее значимым проектом на текущий момент является достройка Рогунской ГЭС. В 2023 г. на его реализацию выделено Азиатским банком инфраструктурных инвестиций – 500 млн долл., Всемирным банком – 65 млн долл., Исламским банком развития – 150 млн долл. [56–58]. Европейский союз также планирует стать инвестором Рогунской ГЭС [59].

Выводы

Россия и страны Центральной Азии имеют довольно тесное как экономическое, так и энергетическое партнерство. Независимо от политических и других разногласий, весь период после распада СССР между Россией и странами Центральной Азии продолжалось (в большей или меньшей степени) сотрудничество в проектировании, модернизации, строительстве, инвестировании генерирующего и электросетевого оборудования, осуществлялись поставки электро­энергии и мощности, энергетического и электротехнического оборудования. Сохранены имеющиеся электрические связи между странами.
Взаимодействие национальных электро­энергетических систем России и стран Центральной Азии (в первую очередь, Казахстана) позволяет реализовывать системные интеграционные эффекты, включая режимные, надежностные и другие, взаимно повышая эффективность и безопасность функционирования и развития электро­энергетических систем за счет снижения операционных и инвестиционных затрат и обеспечения перетоков взаимопомощи в аварийных ситуациях, в т. ч. при возникновении крупных системных аварий.
Россия участвует в реализации электро­энергетических проектов и в модернизации действующих объектов электро­энергетики в центральноазиатских странах, оказывая влияние на поставки электро­энергии на рынки региона. Намечен довольно обширный перечень проектов в области атомной и возобновляемой энергетики для реализации в странах Центральной Азии, в которых РФ предполагает участвовать, в т. ч. как основное действующее лицо. С их реализацией роль России на электро­энергетических рынках Центральной Азии усилится.
Через участие в российско-­центрально­азиатском электро­энергетическом партнерстве Россия в перспективе может быть вовлечена в многосторонние межрегиональные проекты с выходом на новые электро­энергетические рынки стран Ближнего Востока и Южной Азии и с расширением своего присутствия в Малой Азии.
Участие в данных проектах представляется целесообразным для России, поскольку обеспечит увеличение экспорта отечественного высокотехнологичного энергетического, в т. ч. атомно-­энергетического оборудования, загрузку российских предприятий энергомашиностроительного и электротехнического комплексов, сохранение и наращивание кадрового потенциала и передовых компетенций в области энергетики и электро­энергетики, поступление финансовых ресурсов для поддержания и развития высоких технологий в энергетическом секторе нашей страны.
Вместе с тем, как показывает практика, участие России в совместных электро­энергетических проектах в ЦА может быть достаточно рискованным и приводить к экономическим потерям. Для преодоления указанной ситуации требуется разработка и реализация соответствующей внешней энергетической политики России, направленной на создание благоприятных условий для сотрудничества нашей страны со странами Центральной Азии в области электро­энергетики и энергетики в целом, с постоянной поддержкой различными внешнеполитическими службами страны.
Россия, в отличие от многих стран, десятилетиями сотрудничества доказала, что является надежным партнером, располагает высококвалифицированными специалистами, обладает компетенциями в области высоких энергетических технологий, инжиниринговыми центрами для реализации электро­энергетических проектов.

Работа выполнена в рамках проекта государственного задания (№ FWEU-2021-0001) программы фундаментальных исследований РФ на 2021-2030 гг.

Сообщение Электро­энергетическое партнерство России и стран Центральной Азии появились сначала на Энергетическая политика.

Андрей СУМИН
Ведущий научный сотрудник Аналитического центра энергетической политики и безопасности ИПНГ РАН, к. ю. н.
E-mail: andrey-­sumin@rambler.ru

Борис ЧИГАРЕВ
Ведущий инженер по научно-­технической информации ИПНГ РАН, к. ф.‑ м. н.
E-mail: bchigarev@ipng.ru

Арабская Республика Египет (АРЕ) является крупнейшим по численности населения ближневосточным государством. По состоянию на 10 декабря 2023 г., по данным ООН, оно составило 113,5 млн чел. Стабильный прирост населения среднегодовым темпом в 1,7% (в 2015 г. население страны составляло 97,7 млн человек) порождает устойчивое увеличение энергопотребления, примерно 4–7% ежегодно [1, 2] и, соответственно, предъявляет особые требования к национальному энергетическому сектору.
В то же время экономика Египта – одна из крупнейших в Африке  – уже долгое время находится далеко не в лучшем состоянии. На протяжении последних двух лет социально-­экономическая ситуация в Египте продолжает ухудшаться. Экономика страны, которая в полной мере не восстановилась после кризиса пандемии COVID‑19, сталкивается с серьезными вызовами в связи с глобальным экономическим спадом, ростом цен на сырьевые товары и конфликтом на Украине. Появились серьезные риски социального недовольства, что вызывает серьезную обеспокоенность у руководства страны [5]. Резко ускорился рост инфляции: по данным государственного статистического агентства Capmas в декабре 2022 г. она выросла до 21,3 по сравнению с 18,7% в предыдущем месяце, вслед за третьей в том году девальвацией египетского фунта (предыдущие были в марте и октябре) [6]. В 2023 г. инфляция росла ещё более быстрыми темпами. Так, по данным Reuters в июне она выросла в годовом исчислении до рекордных 35,7% против 32,7% в мае [7], и достигла 38% в сентябре. К тому же уровень государственного долга к ВВП по итогам 2022 г. достиг 87,2% [8]. Кроме того, Египет сталкивается с существенными структурными экономическими проблемами, которые сохраняются на протяжении десятилетий. К ним относится не только инфляция и бюджетный дефицит, но и значительный торговый дефицит, увеличение внешнего долга, чрезмерные заимствования, а также социальные и потенциальные политические проблемы.

И ещё об одной особенности экономики современного Египта надо хотя бы кратко, но сказать. Как отмечает программный координатор Российского совета по международным делам (РСМД) Иван Бочаров, в настоящий момент армия – один из главных субъектов египетской экономики. Сейчас вооруженным силам напрямую принадлежат десятки компаний, которые охватывают ключевые отрасли египетской экономики, в том числе металлургическую, продовольственную, машиностроительную, химическую, нефтяную и многие другие. Учитывая то, что информация о финансовой деятельности военных компаний скрывается, довольно трудно оценить их эффективность. Нет точных сведений и о том, какая доля в экономике страны контролируется военными. Отсутствие гражданского надзора, наличие налоговых послаблений и некоторых других преимуществ, способствующих недобросовестной конкуренции, может вызывать недовольство египтян и рост уровня социальной напряженности в обществе [9].
Тяжелое экономическое положение Египта, как считает один из экспертов Российского совета по международным делам, стимулирует его правительство искать новые решения, расширять сотрудничество и укреплять связи со странами БРИКС, которые занимают ведущие позиции в мировой экономике [10].

Энергетический сектор Египта: общая характеристика и особенности

Экономические проблемы Египта отразились и на развитии его энергетики. На энергетический сектор страны приходится 13,1% национального ВВП. По состоянию на 2020 г. львиную долю структуры потребления первичной энергии занимали природный газ (57%), нефть и различные виды жидкого минерального топлива (36%), ВИЭ (6%) и каменный уголь (1%) [11, С. 2]. В 2019 г. в структуре энергопотребления на жилищно-­коммунальный сектор приходилось 41%, на производственный сектор – 29%, на сектор услуг – 20% [12, C. 3].
Нефтегазовый сектор Египта контролируется пятью ведущими государственными компаниями, каждая из которых специализируется в определенной сфере деятельности:

• Egyptian General Petroleum Corporation (EGPC) и Ganoub El-­Wadi Holding Company (Ganope) специализируются на комплексных вопросах нефтедобычи и выдаче лицензий на освоение недр. При этом деятельность компании Ganope сконцентрирована на южной части Египта, в то время как EGPC работает на всей остальной территории страны;
• Egyptian Natural Gas Holding Company (EGAS) занимается разведкой и освоением газовых месторождений, добычей и поставкой природного газа, организует международные тендеры на освоение газовых месторождений и осуществляет лицензирование всех видов деятельности в газовой отрасли. EGAS и упомянутая выше EGPC участвуют в совместных предприятиях с работающими в Египте зарубежными нефтегазовыми компаниями. Через эти же две египетские компании проходят платежи в государственный бюджет, отчисляемые зарубежными компаниями в виде платы за недропользование и выплат в рамках соглашений о разделе продукции;
• Egyptian Petrochemicals Holding Company (ECHEM) является монополистом в области нефтехимии;
• Egyptian Mineral Resources Authority (EMRA) осуществляет геологическое картографирование национальной территории и актуализацию данных о минерально-­сырьевой базе страны.
• Кроме национальных компаний, в нефтегазовом секторе АРЕ широко представлены крупные международные компании – ENI, Apache Energy, BP, Sinopec, Shell, Petronas и российская «Роснефть» [11, С. 1].

Нефтедобывающая отрасль

По состоянию на январь 2021 г. Египет располагал доказанными запасами нефти общим объемом в 3,3 млрд барр. В стране добывается нефть трёх сортов: Suez, Belayim и Western Desert. Первые два сорта нефти добываются на постепенно истощающихся шельфовых месторождениях Суэцкого залива и по большей части перерабатываются внутри страны; на экспорт отправляется лишь незначительное количество этой нефти. Сорт Western Desert относится к числу легких и добывается на относительно недавно открытых месторождениях в Западной пустыне. Египет обладает инфраструктурой для хранения добытой нефти – двумя нефтеналивными терминалами, расположенными соответственно в начальной и конечной точках (Эйн-­Сухна и Сиди-­Керир) нефтепровода SUMED . Терминал Сиди-­Керир находится на средиземноморском побережье и состоит из 27 емкостей для хранения нефти совокупным объемом в 20 млн барр. Терминал Эйн-­Сухна расположен на побережье Красного моря и включает 15 плавучих емкостей общей вместимостью в 10 млн барр. [13]. Египет располагает восемью НПЗ совокупной суточной производительностью в 762 тыс. барр. [11, С. 5]. Все НПЗ характеризуются хорошей технической оснащенностью: одни были введены в строй в 2017–2019 гг., другие – модернизированы в 2022 г. [13]. В целом нефтедобыча в Египте падает, в то время как спрос на нефть и нефтепродукты растет, поэтому страна не только экспортирует, но и импортирует сырую нефть. Рост нефтедобычи прекратился в 2015 г., после чего началось её падение, продолжавшееся до 2019 г.
С тех пор и по настоящее время за счет ввода в строй новых скважин падение прекратилось и стабилизировалось примерно на одном уровне, в то время как импорт сырой нефти возрастал с 2012 г. (снижение объемов импорта отмечалось только в пандемийные 2020–2021 гг.). В 2021 г. Египет импортировал порядка 127 тыс. барр. нефти в сутки и одновременно экспортировал 98 тыс. барр. в сутки. Свыше половины (54%) добываемой в Египте нефти отправлялось в 2021 г. в Индию, остальная шла на рынки Европы (Греция – 22%, Италия – 11%, Испания – 9%, Нидерланды – 3%) и Китая (1%) [11, С. 6].

Газодобывающая отрасль

В 2019 г. в Египте было добыто 2,3 трлн куб. футов сухого природного газа, а внутреннее потребление за тот же период составило 2,1 трлн куб. футов  [11, С. 7]. Газодобыча существенно выросла в 2010‑е гг., благодаря открытию и быстрому вводу в эксплуатацию крупных месторождений Зохр, Атолл и Западная дельта Нила. Внутреннее потребление природного газа при этом сохранялось на стабильном уровне, что позволило отправлять излишки добываемого газа на экспорт. Пик добычи на месторождении Зохр в 1,1 трлн куб. футов в год был достигнут в феврале-­марте 2021 г., после чего из-за технических проблем годовая добыча снизилась до 876–912 млрд куб. футов. Оператор месторождения Eni и его партнеры «Роснефть», ВР и Mubadala Petroleum планируют бурение дополнительных скважин. Запущенный в эксплуатацию в апреле 2021 г. участок «Raven» на месторождении «Западная дельта Нила» также не оправдал первоначальных ожиданий: вместо запланированных 329 млрд куб. футов в год в 2021 г. было добыто 219 млрд куб. футов. В июле 2020 г. концерн Eni объявил об открытии нового перспективного месторождения на средиземноморском шельфе, на участке «Северный Эль-­Хаммад» с предполагаемой годовой производительностью в 11,7 млрд куб. футов. Данный участок разрабатывается на условиях концессионного соглашения концерном Eni в сотрудничестве с ВР, TotalEnergies и EGas.
Экспорт египетского природного газа за рубеж в настоящий момент производится главным образом в виде поставок СПГ, хотя некоторая часть отправляется на экспорт по газопроводу Arab Gas Pipeline (AGP). Газопровод берет начало в египетском городе Ариш и идет в Израиль, Иорданию, Сирию и Ливан. Практически с момента ввода в эксплуатацию (с 2018 г.) газопровод функционирует с перебоями вследствие актов саботажа и нападений различных военизированных группировок. Несмотря на годовую проектную мощность в 234 млрд куб. футов, объемы фактической прокачки куда меньше. Так, в 2022 г. в Иорданию подавалось не более 44 млрд куб. футов газа в год. В том же 2022 г. Ливан вообще останавливал на профилактический ремонт свой участок газопровода.
Достаточно продуктивным можно назвать сотрудничество в газовой отрасли между Египтом и Израилем. Обе страны связаны Восточно-­Средиземноморским газопроводом (англ. – Eastern Mediterranean Gas, EMG). Газопровод начинается в израильском порту Ашкелон и проходит по морскому дну до египетского города Ариш. Проектная мощность EMG составляет 318 млрд куб. футов в год. По газопроводу подается добываемый на израильских офшорных месторождениях природный газ, который затем частично используется для внутреннего потребления, а частично реэкспортируется [14]. Кроме того, Египет и Израиль вынашивают планы построить еще один газопровод – сухопутный, предполагаемой проектной мощностью в 177 млрд куб. футов в год [11, С. 8]. Стоит отметить, что Египет традиционно выступает нетто-­экспортером природного газа, но в середине 2010‑х гг. оказался вынужден приступить к импорту газа для покрытия возрастающего внутреннего спроса. Тем не менее, с 2016 г., после начала эксплуатации открытых незадолго до этого новых месторождений, египетский газовый экспорт снова начал нарастать. На тот же 2016 г. пришелся и пик импорта природного газа, составивший 294 млрд куб. футов, после чего импорт газа из-за рубежа неуклонно падал. В 2019 г. импорт газа практически прекратился, зато экспорт составил 177 млрд куб. футов. В 2020 г. Египет экспортировал 64 млрд куб. футов СПГ. Покупателями египетского СПГ стали Пакистан (24%), материковый Китай и Тайвань (по 10%), Индия (9%), Таиланд, Япония, Сингапур, Южная Корея, Турция, Испания и Кувейт (по 5%), Великобритания (10%) и государства Евросоюза (4% совокупно) [11, С. 9].

Электроэнергетика

Организация и правовые основы функционирования. Функции Министерства электроэнергии и возобновляемой энергетики Арабской Республики Египет (англ. – Ministry of Electricity and Renewable Energy, сокр. – MOEE) включают общий надзор за производством, транспортировкой и подачей электроэнергии потребителям. MOEE контролирует также профильные ведомства, обеспечивающие функционирование национального электроэнергетического сектора. Этими службами являются: Ведомство по делам новой и возобновляемой энергетики (англ. – New and Renewable Energy Authority), Ведомство по делам атомной энергетики (англ. – Atomic Energy Authority) и Исполнительное ведомство по делам гидроэлектростанций (англ. – Hydropower Plant Executive Authority). Непосредственно осуществлением технологических процессов в электроэнергетике занимается государственная монополия – Египетская электрическая холдинговая компания (англ. – Egyptian Electricity Holding Company, – EEНС), которая, в свою очередь, состоит из целого ряда профильных структурных подразделений. Пять из данных подразделений специализируются на генерации электроэнергии, еще одно – Египетская электросетевая компания (англ. – Egyptian Electricity Transmission Company, – EEТС) – занимается передачей электроэнергии и поддержанием электросетевой инфраструктуры в рабочем состоянии. Целых девять подразделений отвечают за подачу электроэнергии абонентам. В Египте имеется центральный регулятор, ответственный за исчисление и пересмотр тарифов на электроэнергию – Египетское регулятивное агентство по электроэнергетической инфраструктуре и защите потребителей (англ. – Egyptian Electricity Utility and Consumer Protection Regulatory Agency).
В 2015 г. в Египте был принят закон об электроэнергии (англ. – Electricity Law № 87 of 2015), нацеленный на повышение прозрачности электроэнергетического сектора и усиление его инвестиционной привлекательности. Главным инструментом достижения указанных двух целей является нормативно зафиксированный перенос центра тяжести механизма управления функционированием электроэнергетики с командно-­административного на регулятивно-­правовой. Данный шаг призван привнести стабильность в работу сектора и привлечь внимание частных инвесторов. Первоначальная редакция закона об электроэнергии предусматривала восьмилетний переходный период для имплементации данных норм, но в 2022 г. переходный период был продлен до 2025 г. [15].

Производство электроэнергии. Египет располагает существенным природно-­климатическим потенциалом ВИЭ (интенсивное солнечное излучение и сильные ветра), в особенности в долине Нила и регионе Суэцкого залива. Принятая египетским правительством Консолидированная стратегия в области устойчивой энергии – 2035 (англ. – 2035 Integrated Sustainable Energy Strategy) уделяет особое внимание использованию ВИЭ. Особую значимость возобновляемая энергетика обрела в глазах властей в 2014 г., после завершения топливного кризиса [16, C. 2]. По замыслу авторов стратегии, к 2035 г. удельный вес ВИЭ в египетском энергобалансе должен составить 42%.
В Египте имеются солидные электрогенерирующие мощности совокупным объемом в 57 ГВт. В 2019 г. в стране было произведено 183 ГВт/ч электроэнергии. Почти 90% этого объема было произведено на базе сжигания ископаемых углеводородов, еще 5% пришлось на гидроэнергетику, а остальные 5% – на прочие ВИЭ. Примечательно, что для производства электроэнергии уголь в Египте вообще не используется [11, С. 11]. Тем не менее, для удовлетворения растущей потребности в электроэнергии власти страны планируют запустить к 2027 г. две угольных электростанции нового поколения, технологические процессы которых позволяют обойтись, как они считают, без выброса вредных веществ в окружающую среду [12, C. 3].
Египет является участником регионального проекта восьми государств по интеграции электропередающих сетей (англ. – Eight Countries Electric Interconnection Project). В рамках проекта электропередающие сети Египта соединены с сетями Ливии, Иордании и Сирии. В настоящее время ведутся работы по подключению к указанной региональной сети также Ирака, Ливана, Палестины и Турции. Египетское правительство активно содействует реализации проекта в надежде сделать свою страну региональным электроэнергетическим хабом. В частности, было подписано египетско-­иорданское соглашение об увеличении пропускной способности электропередающей инфраструктуры двух стран на 500 МВт с целью обеспечить дополнительные поставки электроэнергии из Египта в Ирак транзитом через Иорданию. В октябре 2021 г. в Египте и Саудовской Аравии были подписаны контракты на прокладку электропередающего кабеля мощностью в 3 ГВт, который должен связать обе страны. Сдача первой очереди проекта запланирована на 2024 г., а выход кабеля на проектную мощность намечен на 2025 г. [17].
Гидроэнергетика. Гидроэнергия является третьим по важности энергоносителем в энергетическом балансе Арабской Республики. В структуре используемых в Египте ВИЭ гидроэнергия в 2023 г. и вовсе занимала первое место [18, C. 2]. Электроэнергия вырабатывается главным образом на ГЭС Асуанского гидроузла. В настоящее время идет разработка проектов по техническому перевооружению ГЭС с целью повышения её производительности [19]. Анализируя египетскую гидроэнергетику, нельзя не упомянуть застарелый конфликт по поводу водных ресурсов между Египтом и Эфиопией. Эфиопия запланировала строительство крупной ГЭС – Grand Ethiopian Renaissance Dam (сокр. – GERD) проектной мощностью в 5,2 ГВт, которая призвана стать крупнейшей в Африке. Предусмотренное проектом строительство водохранилища на р. Синий Нил емкостью в 2,6 трлн куб. футов вызывает глубокую озабоченность в Египте и Судане: от естественного притока нильской воды зависит экономическая и продовольственная безопасность обоих государств. Многолетние переговоры Египта и Судана с Эфиопией не принесли результата, реализация проекта эфиопской стороной между тем продвигается. Напряженные отношения между Эфиопией и двумя соседними странами чреваты непредсказуемыми последствиями [20, C. 16–17]. Риск эскалации тем более велик, что Египет и Эфиопия получили формальное приглашение присоединиться к организации БРИКС. Привнесение египетско-­эфиопского спора по поводу водопользования на уровень БРИКС чревато появлением противоречий внутри этой только формирующейся международной организации.
Ветро- и солнечная энергетика. В структуре установленной мощности используемых в Египте ВИЭ на ветровую и солнечную энергии в 2022 г. приходились 26 и 27% соответственно [18, C. 2]. За последние два десятилетия в Египте был сооружен ряд крупных ветропарков совокупной мощностью в 1,2 ГВт. Развитие ветроэнергетики власти сочли успешным и наметили к реализации несколько новых проектов. В частности, уже согласовано отведение земельных площадей под сооружение новых ветропарков общей площадью в 4900 кв. миль в районе Суэцкого залива и в бассейне Нила. В августе 2020 г. компания Vestas Wind Systems выиграла правительственный контракт на строительство в регионе Суэцкого залива ветропарка мощностью в 250 МВт. Японская компания Hitachi Energy получила заказ на создание инфраструктуры для интеграции упомянутого ветропарка в египетскую общенациональную энергосистему.
В 2019 г. вступил в строй кластер солнечных электростанций в Бенбане (в районе Западной пустыни) мощностью в 1,7 ГВт. Финансирование осуществлялось при участии международных структур: в октябре 2017 г. возглавляемый Международной финансовой корпорацией (англ. – International Finance Corporation) консорциум предоставил Египту 653 млн долл. на строительство первой очереди кластера из 13 солнечных электростанций. Вскоре Европейский банк реконструкции и развития выделил дополнительные средства на возведение новой очереди кластера в Бенбане [21].
Атомная энергетика. Египет осуществляет исследовательскую ядерную программу, в рамках которой эксплуатирует два атомных реактора. Первый реактор (в настоящее время отключен) – производства СССР, модели 1961 г., мощностью в 2 МВт, второй – аргентинского производства, модели ETRR‑2, мощностью в 22 МВт, пущен в эксплуатацию в 1997 г.
По состоянию на текущий момент атомная энергия в египетском энергетическом балансе отсутствует, хотя страна выразила намерение диверсифицировать энергетический баланс за счет ядерной энергетики. С этой целью в 2015 г. египетские власти подписали с российской госкорпорацией «Росатом» предварительное соглашение о строительстве и эксплуатации первой в стране АЭС «Эль-­Дабаа» проектной мощностью в 4,8 ГВт. Переговоры и согласования по проекту велись с различной степенью интенсивности с 2019 г. АЭС «Эль-­Дабаа», расположенная на средиземноморском побережье страны примерно в 300 км от Каира, сооружается по российскому проекту и относится к новому поколению безопасности «3+». Каждый из четырех ее энергоблоков будет иметь мощность 1200 мегаватт. У АЭС «Эль-­Дабаа» есть уникальная специфика – одновременно возводятся сразу четыре энергоблока [22]. Строительные работы на месте первой очереди начались летом 2022 г., на месте второй очереди – в ноябре того же года. Работы над третьей очередью начались в мае 2023 г., а январе 2024 года прошла церемония заливки бетона в основание четвертого энергоблока [2]. До конца этого года число работающих на стройплощадке должно вырасти до 17 тыс. человек, а пиковая численность, по планам, будет достигнута в 2025 г. – до 32 тыс. работников. Кстати, в рамках контрактных обязательств по локализации стройки до 30% объема работ будет отдано египетским компаниям, включая поставку материалов, оборудования и проектирование [22]. Кроме России, Египет осуществляет сотрудничество в сфере ядерной энергетики с Китаем (с 2006 г.) и с Южной Кореей (с 2013 г.).

Энергетический переход в Египте

Предпосылки к поддержке Египтом концепции энергетического перехода. За последние два десятилетия повышение средней температуры в Египте ускорилось, что резко повысило спрос на энергию для охлаждения летом. Климатические прогнозы показывают, что к 2100 г. Египет испытает более высокий уровень потепления, чем в среднем по миру, и столкнется со значительным увеличением спроса на электроэнергию из-за более частых экстремальных явлений жары в сочетании с урбанизацией и ростом населения [23].
Руководство Египта осознает эти проблемы и их опасность для страны и в силу своих возможностей готовится к ним. За последнее десятилетие борьба с неблагоприятными последствиями изменения климата и адаптация к ним стала приоритетом в национальной политике Египта и в стратегиях его правительства.
В 2015 г. в качестве национального органа в Египте, занимающегося вопросами изменения климата, и координационного центра РКИК ООН был создан Национальный совет по изменению климата (The National Climate Change Council – NCCC). В том же году был выпущен первый в Египте ОНУВ , который охватывает энергетический сектор не только с точки зрения смягчения последствий, но и в контексте пакетов мер по адаптации. В документе определены такие проблемы, как негативное воздействие повышения температуры на эффективность традиционных электростанций и фотоэлектрических элементов; риск изменения нормы осадков на гидроэлектростанциях; и потенциальное воздействие повышения уровня моря на электростанции и сети, расположенные вдоль побережья. В нем были предложены меры по адаптации, включая оценку последствий изменения климата с целью поиска безопасных мест для строительства будущих электростанций, а также наращивание институционального и технического потенциала и поддержку научных исследований и технологических разработок для повышения устойчивости энергетического сектора к изменению климата.
Египет уделяет особое внимание адаптации к изменению климата и повышению устойчивости во многих других национальных стратегиях, и, прежде всего, в таких как [23]:

• «Стратегия устойчивого развития: Видение Египта до 2030 года» (англ. – Sustainable Development Strategy: Egypt Vision 2030 – SDS), принятая в 2016 г. Этот документ представляет собой национальное долгосрочное политическое, экономическое и социальное видение на период до 2030 г. В нём энергетика и окружающая среда определены как два из десяти ключевых столпов (key pillars) предстоящего развития. В рамках энергетического компонента особое внимание уделяется энергетической безопасности и сокращению выбросов углекислого газа, в то время как экологический компонент фокусируется на управлении водными ресурсами и защите прибрежных районов.
• Национальная стратегия снижения риска бедствий до 2030 г. (англ. – National Strategy for Disaster Risk Reduction 2030 – NSDRR), опубликованная в 2011 г. и обновленная в 2017 г. Энергетический сектор в этом документе представлен как один из наиболее пострадавших секторов, наряду с окружающей средой, сельским хозяйством, водными ресурсами, жилищным строительством и инфраструктурой. В качестве одной из мер по повышению общей устойчивости предлагается финансирование и инвестиции в снижение риска бедствий. В качестве индикаторов определены инвестиции в возобновляемые источники энергии, создание фонда риска стихийных бедствий, включение вопросов адаптации к изменению климата в национальные стратегии и планы, а также реализация проектов по повышению устойчивости к риску бедствий. Кроме того, предлагается повысить готовность, реагирование, реконструкцию и реабилитацию.
• Национальная стратегия в области изменения климата до 2050 г. (англ. – National Climate Change Strategy 2050 – NCCS), опубликованная в 2022 г. В NCCS энергетический сектор рассматривается как центральный для достижения устойчивого экономического роста и развития с низким уровнем выбросов в стране. Он направлен на увеличение доли всех возобновляемых и альтернативных источников энергии в энергетическом балансе. Правительство поставило перед собой цель к 2035 г. обеспечить 42% от общего объема производства электроэнергии, что подтверждено как в NCCS, так и в обновлённом в июне 2022 г. ОНУВ Египта. Другие меры, предложенные в NCCS (такие, как поощрение развития маломасштабных децентрализованных систем, технологий хранения энергии, развитие электросетевого хозяйства), также будут иметь положительный эффект за счет усиления географической диверсификации и повышения устойчивости энергетического сектора к изменению климата.

Краткая характеристика и страновая специфика. Министр электроэнергии и возобновляемой энергетики Египта Мохамед Шакер Эль-­Маркаби обозначил в феврале 2020 г. благосклонную позицию своего государства по отношению к энергетическому переходу, заявив, что повсеместно декларируемый в настоящее время энергетический переход представляет собой неизбежный путь от использования углеводородного топлива к углеродной нейтральности. По мнению министра, конечным результатом данного процесса станет фундаментальная трансформация энергетического сектора на всей планете [12, C. 4]. Согласно обнародованным в 2022 г. правительственным планам, к 2035 г. удельный вес ВИЭ в производстве электроэнергии должен составить 42%. Соответственно, потребность в инвестициях в проекты в рамках энергетического перехода также велики. Так, потребность в капиталовложениях лишь на период до 2030 г. должна составить 2 трлн египетских фунтов . По некоторым прогнозам, в 2030‑е гг. Египет обгонит ЮАР и станет крупнейшим рынком электроэнергии на Африканском континенте [12, C. 3, 7].
Национальная стратегия в области энергетического перехода. Реализация энергетического перехода в Египте имеет под собой солидную теоретическую основу, состоящую из двух программных документов – уже упомянутой выше Стратегии устойчивого развития – SDS и Консолидированной стратегии по устойчивой энергетике (англ. – 2035 Integrated Sustainable Energy Strategy, сокр. – ISES 2035).
Стратегия устойчивого развития отводит приоритетную роль развитию возобновляемой энергетики, что должно, в свою очередь, способствовать диверсификации национальной экономики, повысить ее сбалансированность и конкурентоспособность. Под реализацией стратегии понимается достижение следующих шести целей:
– гарантия национальной энергетической безопасности (стабильное энергообеспечение при сохранении устойчивого развития экономики страны);
– увеличение удельного веса энергетического сектора в структуре национального ВВП;
– максимально полное использование внутренних резервов в развитии энергетического сектора (увеличение доли внутренних источников энергии в структуре энергопотребления и повышение надежности энергоснабжения);
– укрепление устойчивости и рациональности функционирования энергетического сектора (структурирование национального энергобаланса в соответствии с мировыми стандартами);
– оптимизация энергопотребления в национальной экономике (снижение потерь энергии, повышение энергоэффективности всех отраслей народного хозяйства);
– снижение объемов выбросов в окружающую среду.
Стратегия ISES 2035 направлена на создание предпосылок, необходимых для форсированного увеличения удельного веса ВИЭ в национальной энергетике и формально закрепляет амбиции Египта по превращению в связующий Европу, Африку и Азию энергетический хаб. Стратегия предусматривает увеличение доли производимой из ВИЭ электроэнергии в совокупном объеме электрогенерации в стране до 20% к 2022 г. и до 42% к 2035 г. При этом из общего объема «зеленой» электроэнергии 14% должно приходиться на ветроэнергетику, 2% – на гидроэнергетику и 22% – на солнечную энергетику [12, C. 9]. Некоторое время назад действие ISES 2035 было пролонгировано до 2040 г. Кроме продления срока действия, изменениям подверглась и суть документа. В частности, был сделан упор на развитие возобновляемой энергетики. При этом авторы стратегии постарались учесть ошибки прошлого – такие, как гипертрофированное усиление роли природного газа в обрабатывающей промышленности.
Стратегия ISES 2035 включает в себя следующие основные направления развития национального энергетического сектора:
– укрепление энергетической безопасности посредством диверсификации предложения энергоносителей и усиления устойчивости цепочек их поставок. Укреплять энергетическую безопасность предлагается также обеспечением доступа к источникам более дешевых энергоносителей и стимулированием инвестиционной активности в нацио­нальном энергетическом секторе;
– усиление финансовой устойчивости электрогенерирующего сектора путем финансового оздоровления компаний;
– улучшение институционального и корпоративного управления в энергетике через усиление эффективности работы надзорных органов;
– повышение энергоэффективности и рачительности использования ресурсов путем технического перевооружения предприятий энергетики, модернизации электропередающей инфраструктуры и внедрения новых технологий. Результатом данной меры должно стать уменьшение совокупного энергопотребления на 18% к 2035 г. относительно года принятия ISES 2035;
– стимулирование конкуренции на внутренних рынках электроэнергии и природного газа, либерализация отраслевого законодательства.
Для укрепления правовой основы энергоперехода в 2014 г. в АРЕ был принят закон о возобновляемой энергетике (англ. – Renewable Energy Law № 203). Основной целью издания данного нормативно-­правового акта было стремление правительства стимулировать приток частных инвестиций в возобновляемую энергетику в рамках упомянутых выше двух стратегий. Принятие закона о возобновляемой энергетике имело однозначно положительный эффект – довольно большое число инвесторов проявили интерес к развитию сектора ВИЭ в стране. В частности, была основана крупная компания KarmSolar Company – первая в Египте частная компания, занятая в сфере генерации электроэнергии. Благодаря солидной нормативно-­правовой основе и совершенствованию процесса государственного лицензирования, Египет вошел в число стран-­лидеров по освоению ВИЭ в Северной Африке и Ближнем Востоке [12, C. 11].

Тенденции развития энергетического сектора Египта в текущей геополитической ситуации

Энергетическое сотрудничество с Евросоюзом. Разразившаяся в начале 2020 г. пандемия короновируса спровоцировала падение спроса на ископаемые углеводороды во всем мире, что, в свою очередь, повлекло и снижение цен на энергоносители. По мере затухания пандемии спрос на энергоносители снова начал расти – и биржевые котировки соответственно. Руководство Евросоюза выступило с обвинениями в адрес России относительно имевших якобы место манипуляций на европейском рынке природного газа. Суть нападок заключалась в резком снижении поставок российского газа и затягивании заполнения принадлежащих «Газпрому» газохранилищ на территории ФРГ и Австрии перед началом отопительного сезона 2021–2022 гг. Сразу после начала СВО в феврале 2022 г. российско-­европейские противоречия в сфере торговли энергоресурсами обострились еще сильнее. Евросоюз начал пресловутую «санкционную вой­ну» против России, немалое место в которой отводится отказу от импорта российских ископаемых углеводородов. В частности, с апреля 2022 г. начал действовать европейский запрет на закупки российского угля. В декабре 2022 г. вступило в действие частичное эмбарго на импорт из России нефти и нефтепродуктов. При этом во многих европейских странах распространились опасения по поводу возможного полного прекращения Россией поставок энергоносителей (особенно газа) в Евросоюз, что спровоцировало резкий рост цен на природный газ и породило сомнения в энергетической безопасности Европы. В сложившейся ситуации Евросоюз начал прилагать лихорадочные усилия по поиску поставщиков и маршрутов поставок углеводородов, альтернативных российским . Одним из таких приоритетных поставщиков европейским чиновникам в настоящее время видится Северная Африка [20, C. 9]. Привлекательность региона объясняется географической близостью, наличием крупных запасов углеводородов, а также уже существующей инфраструктурой для их добычи и доставки. Тем самым намерение Евросоюза по максимуму отказаться от российских энергоносителей в пользу поставок из Северной Африки получило второе дыхание [24, С. 1].
Природный газ широко используется в народном хозяйстве государств-­членов Евросоюза – для генерации электроэнергии, обогрева в жилищно-­коммунальном секторе и как сырьё для переработки в разных отраслях промышленности. В 2021 г. на природный газ приходилось 24% совокупного потребления первичной энергии (около 400 млрд м3); аналогичную долю газ занимал в производстве электроэнергии [26]. Евросоюз критически зависел от импорта природного газа: в том же 2021 г. за счёт импорта удовлетворялись 89% совокупных потребностей стран ЕС [26]. При этом 42% природного газа импортировалось из России (132,3 млрд м3 приходилось на трубопроводный газ, а – 17,3 млрд м3 – на СПГ). Прочими экспортерами природного газа в ЕС (в порядке убывания) являлись Норвегия (23%), Алжир (12%), США (6%), Катар (5%), Нигерия (3%), Азербайджан (2%), а также Ливия и Тринидад и Тобаго (по 1%) [26]. На этом фоне поставки природного газа из Египта выглядели более чем скромно, составляя лишь 1,3 млрд м3 СПГ (то есть менее 1%) [24, C. 3].
Начало СВО на Украине и последовавшая за ним «санкционная вой­на» сподвигли руководство ЕС на увеличение импорта газа из Северной Африки. Регион начал рассматриваться уже в качестве перспективной, хоть и лишь отчасти альтернативной России ресурсной базы. Стоит отметить, что накануне «санкционной вой­ны» на три североафриканских страны (Алжир, Ливию и Египет) приходилось в общей сложности 55,2 млрд м3 или около 15% импорта газа в ЕС [24, C. 9]. Неудивительно поэтому, что в ЕС снова заговорили о необходимости укрепления партнёрства с государствами Северной Африки, в том числе с Египтом. В попытке оперативно заместить российский газ, были спешно согласованы и подписаны договоры на поставку в ЕС природного газа с целым рядом стран мира, в том числе североафриканских. Так, Алжир обязался поставить 9 млрд м3 газа в Италию и 0,03 млрд м3 – в Словению. В свою очередь, Египет выразил готовность экспортировать в Италию 3 млрд м3 газа [24, C. 8]. Стоит отметить, что египетско-­итальянское сотрудничество в газовой отрасли имеет достаточно продолжительную историю: добыча природного газа в Египте ведется главным образом итальянским энергетическим концерном Eni. Так, по итогам 2021 г. на итальянскую компанию приходилось 56% всей египетской газодобычи [24, C. 10].
Региональное сотрудничество. Египет тесно взаимодействует в газовой отрасли со странами-­соседями в Восточном Средиземноморье, также располагающими открытыми относительно недавно солидными месторождениями природного газа. В частности, в течение 2009–2011 гг. на израильском участке морского шельфа были открыты месторождения «Тамар» и «Левиафан», а возле кипрского побережья – месторождение «Афродита». В 2015 г. концерн Eni открыл в египетском секторе шельфа месторождение «Зохр» – самое крупное в Восточном Средиземноморье. Географическая близость месторождений друг к другу натолкнула экспертов и функционеров Евросоюза на идею объединения перечисленных стран в некую форму сотрудничества на основе добычи и экспорта природного газа. В октябре 2022 г. Израиль и Ливан подписали соглашение о разграничении морских границ, что должно было ускорить освоение открытых запасов газа и разведку новых. Тем не менее, на пути сырьевой экспансии ЕС в Восточное Средиземноморье по-прежнему стоят застарелые противоречия между Турцией (с одной стороны) и Грецией и Республикой Кипр (с другой стороны). Нерешенной остается и проблема разграничения участков шельфа между Ливаном и Сирией. Несмотря на указанные трудности, именно Египет прилагает усилия по форсированию регионального сотрудничества в газовой сфере. В 2018 г. египетское правительство обнародовало инициативу по созданию Восточно-­Средиземноморского газового форума (англ. – Eastern Mediterranean Gas Forum, сокр. – EMGF), призванного стать площадкой для практического взаимодействия стран региона в сферах добычи, поставки и транзита природного газа, а также созданию необходимой для этих целей инфраструктуры. Восточно-­Средиземноморский газовый форум был формально учреждён в сентябре 2020 г. Кроме Египта, участниками данной международной организации стали Израиль, Республика Кипр, Греция, Франция, Италия, Палестина и Иордания. Наблюдателями стали США и ЕС. Одной из приоритетных целей новоиспеченной международной организации стал проект прокладки Восточно-­Средиземноморского трубопровода для поставок добываемого в регионе природного газа на европейский рынок через Грецию [27]. Стоит отметить, что данный проект имеет технологические и финансовые недостатки, отчего перспектива строительства газопровода на глубине 2 км и стоимостью около 6 млрд евро сомнительна. В число участников проекта не была включена Турция, что к тому же наложилось на застарелую турецко-­греческую вражду, и уже в 2018 г. едва не привело к военному столкновению сторон близ побережья Кипра [28]. Кроме того, в начале 2022 г. США объявили об отзыве своей поддержки проекта. Отказ был мотивирован намерением сделать упор на стимулировании развития «зеленой» энергетики. Наконец, пришедшее к власти в Республике Кипр в марте 2023 г. новое правительство продемонстрировало намерение оказать поддержку альтернативному проекту – более короткому (300 км) газопроводу, призванному подавать природный газ с израильских месторождений через греческую часть Кипра и далее в континентальную Европу. Тем самым Израиль получил бы в лице Кипра вторую (после Египта) точку выхода на зарубежные рынки [29]. В любом случае, стратегическое преимущество Египта заключается в наличии на его территории единственных на настоящий момент во всем Восточном Средиземноморье мощностей по производству СПГ – заводов Damietta и Idku совокупной годовой производительностью в 18 млрд м3. Оба предприятия выли введены в эксплуатацию в начале 2000‑х гг. В июне 2022 г. Египет, Израиль и Евросоюз подписали меморандум о взаимопонимании о поставке добываемого в Израиле природного газа на европейский рынок. Проект предполагает поставку газа в Египет для сжижения, после чего СПГ должен отправляться покупателям в ЕС. Республика Кипр также планирует доставлять добываемый на своем морском месторождении «Афродита» газ по намеченному к постройке трубопроводу в Египет с целью последующего выхода на мировой рынок СПГ. Таким образом, Египет хоть и не входит в число важнейших экспортеров СПГ, но вполне способен и вынашивает амбиции превратиться в восточно-­средиземноморский региональный газовый хаб [24, C. 11].
Энергетическое сотрудничество с Китаем. С середины минувшего десятилетия Египет в рамках политики диверсификации внешнеэкономических партнеров и привлечения дополнительных инвестиций в свой нефтегазовый сектор начал уделять внимание энергетическому сотрудничеству с Китаем. В 2014 г. в Египте приступила к работе китайская нефтегазовая компания China ZhenHuaOil Co. Ltd; компания ведет свою деятельность через дочернюю фирму North Petroleum International Company (NPIC). Китайская компания работает в Западной и Восточной пустынях, занимаясь геологоразведкой, освоением открытых месторождений и добычей нефти и природного газа. Во время состоявшейся в июле 2023 г. встречи с египетским министром нефти и минеральных ресурсов Тареком эль-­Моллой глава компании China ZhenHuaOil Co. Ltd Ван Юэ Тао высказал пожелание не только добывать углеводороды в Египте, но и участвовать в реализации добытого газа на египетском рынке.
Проблемы внутреннего энергетического рынка. Как уже было отмечено выше, в течение последнего десятилетия добыча углеводородов в Египте демонстрировала устойчивую тенденцию к снижению. Так, если в 1996 г. суточная нефтедобыча достигала 930 тыс. барр., то в 2020 г. данный показатель составил уже 580 тыс. барр. В 2009 г. среднесуточная добыча природного газа составляла 7,2 млрд куб. футов, а в 2020 г. – всего 6,5 млрд куб. футов. Падение добычи объясняется истощением действующих месторождений и недостатком капиталовложений в поиск и освоение новых. Ситуация отчасти стабилизировалась в 2015 г. с открытием силами итальянского концерна Eni крупного газового месторождения «Зохр», но вскоре тенденция к сокращению добычи возобновилась. В начале 2023 г. падение добычи лишь ускорилось. Параллельно наблюдалось и падение выручки от экспорта углеводородов в стоимостном выражении. В частности, в январе-­феврале 2023 г. выручка от экспорта сырой нефти составила 243 млн долл., в то время как годом ранее за тот же период сырой нефти было экспортировано на 590 млн долл., падение составило 58,6%.
Негативную динамику демонстрировали и доходы от экспорта СПГ: за аналогичный период снижение экспортной выручки составило 12,2%. Между январем и маем 2023 г. добыча природного газа снизилась на 9% по сравнению с тем же периодом 2022 г. [30]. При этом в Египте устойчиво растет внутреннее потребление природного газа. Разница между объемами спроса и предложения на внутреннем газовом рынке Египта покрывается за счет импорта с израильского газового месторождения «Тамар». В попытке побороть негативные тенденции в добыче углеводородов, египетское правительство стимулирует геологоразведку, освоение новых месторождений, внедрение новых технологий в нефтегазовом секторе и привлечение дополнительных инвестиций. В 2019 г. был проведен ряд тендеров по выдаче лицензий на геологоразведку десяти участков на шельфе Красного моря. Результаты тендеров лишь отчасти оправдали ожидания: лицензии на разработку участков 1, 3 и 4 были соответственно выданы концернам Chevron, Shell и совместно Shell и Mubadala Petroleum. В 2021 г. был осуществлен новых раунд тендеров по выдаче лицензий на освоение 24 участков недр в Западной пустыне, Суэцком заливе, дельте Нила и шельфе Средиземного моря. Результаты тендеров были обнародованы в январе 2022 г.: были выданы лицензии лишь на восемь из первоначально выставленных 24 участков недр. Обладателями лицензий стали Eni (5 участков), BP, Apex International Energy и United Energy [11, С. 2].
В июле 2023 г. были подписаны три юридически обязывающих соглашения о проведении буровых работ на ряде перспективных участков (два – на средиземноморском шельфе и один – в Суэцком заливе) с совокупными предполагаемыми запасами углеводородов на сумму в 319 млрд долл.
В рамках указанных соглашений планируется в течение двух ближайших лет пробурить 35 разведочных скважин. Буровые работы совокупной стоимостью в 1,8 млрд долл. будут осуществляться силами концернов Eni, Chevron, ExxonMobil, BP и Shell. В сентябре 2023 г. египетские власти объявили о намерении увеличить добычу на действующем газовом месторождении «Зохр». Увеличение добычи планируется путем бурения новых скважин в течение 2024–2025 гг. Анонсируя увеличение капиталовложений в добычу углеводородов, египетские власти подчеркивают намерение укрепить тем самым национальную энергетическую безопасность [30].

Перспективы развития энергетического сектора Египта в свете вступления страны в БРИКС

Выраженное Египтом еще в 2009 г. намерение стать членом форума БРИКС и последовавшая в итоге позитивная реакция БРИКС  усиливают как стратегическое влияние организации, так и политико-­экономический потенциал самого Египта. Египет является третьим по важности газодобывающим африканским государством после Алжира и Нигерии. В египетской юрисдикции находятся Суэцкий канал и упомянутый выше Суэцко-­Средиземноморский нефтепровод (SUMED), которые играют важную роль в функционировании мировых энергетических рынков. Суэцкий канал является ключевым транзитным маршрутом поставок сырой нефти и СПГ из региона Персидского залива в Европу и Северную Америку. В случае нарушения работы этих двух транспортных артерий танкерам и газовозам пришлось бы использовать маршрут вокруг южной оконечности африканского континента. По расчетам Международного энергетического агентства, такой сценарий удлинил бы время доставки углеводородного сырья на 10 суток на европейские и на 8–10 суток на североамериканские рынки – и это не считая увеличения накладных расходов на транспортировку [31].
Для находящегося в состоянии экономического кризиса и бюджетного дефицита Египта вступление в БРИКС связано с надеждами на приток крупных дополнительных зарубежных инвестиций – китайских, саудовских и отчасти российских. Правительство страны также позитивно настроено по отношению возможного создания единой расчетной единицы БРИКС в качестве альтернативы доллару США [32, C. 2]. Членство в БРИКС позволит Египту продвигать свои интересы среди участников объединения и повысит его вес как влиятельного регионального игрока.
С другой стороны, нельзя упускать из виду, что кризисное состояние экономики Египта и крупный внешнеторговый дефицит диктуют правительству страны необходимость сохранять ровные отношения и со странами Запада. Такой подход отражает настрой президента республики Ас-­Сиси на проведение многовекторной и неконфронтационной внешней политики [33]. Кроме того, амбициям Египта по превращению в одно из самых важных звеньев в региональной цепочке производства и поставок энергоносителей вполне коррелирует намерение Евросоюза заместить углеводороды из России импортом из других стран. Северной Африке и Египту в частности отводится немалое место в новом подходе Евросоюза к обеспечению надёжности поставок энергоносителей. Кроме географической близости к ЕС, Северная Африка располагает большим потенциалом по развитию ВИЭ и производству «зеленого» водорода, что укладывается в средне- и долгосрочные европейские планы в области энергетического перехода [24, C. 16]. Вторым благоприятствующим планам Египта фактором является текущая ситуация с импортом природного газа в ЕС. Отказавшись в значительной степени от трубопроводного российского газа, европейские страны сделали ставку на импорт СПГ. Поскольку из стран региона лишь Египет располагает мощностями по производству и экспорту СПГ и к тому же наладил сотрудничество с соседними странами (Израиль и Республика Кипр), обладающими месторождениями природного газа, то в целом он имеет неплохие шансы превратиться и в региональный хаб по торговле СПГ. В данном контексте необходимо отметить, что Египет по-прежнему делает ставку на сотрудничество в газовой отрасли с Евросоюзом, прежде всего – с Италией. Крупнейший итальянский нефтегазовый концерн Eni присутствует в Египте с 1954 г., осуществляя здесь свою деятельность через дочернюю компанию IEOC. Ежедневно производя около 350 тыс. барр. (в нефтяном эквиваленте) углеводородного сырья, компания тем самым является ведущей в египетской нефтегазовой отрасли. В 2022 г. на долю Eni пришлось 60% всего добытого природного газа в Египте [34]. В апреле 2022 г. египетская газовая компания EGAS и Eni подписали соглашение о расширении египетской газодобычи и увеличении поставок добываемого газа на итальянский рынок [35]. Концерн Eni продолжает расширять свою деятельность в Египте, уделяя особое внимание геологоразведке на прибрежном шельфе. В январе 2023 г. итальянский концерн объявил об открытии нового газового месторождения на участке Nargis‑1. Предполагаемые запасы месторождения компания оценила как «существенные». Участок Nargis‑1 является частью более крупного участка Nargis площадью около 1800 км2, который разрабатывается на концессионной основе. Кроме Eni (с долей участия в 45%), на участке работают также Chevron (с долей участия тоже в 45%) и компания Tharwa Petroleum Сompany SAE (с долей участия в 10%). Впрочем, итальянцы не упускают из виду и перспективные для геологоразведки участки недр на суше. В апреле 2022 г. Eni объявил об открытии в египетской Западной пустыне нового нефтегазового месторождения, суточную продуктивность которого оценил в 8,5 тыс. барр. в нефтяном эквиваленте [36]. Кроме добычи углеводородов, итальянский концерн реализует в Египте и ряд проектов в сфере ВИЭ [36]. О важности, которую египетская сторона придает сотрудничеству с Eni, свидетельствуют регулярные встречи президента Египта Абдель-­Фаттаха эль-­Сиси с главой Eni Клаудио Дескальци. Так, лишь в 2022–2023 гг. таких встреч состоялось три [37].

Заключение

Как и во многих других странах мира, энергетическая отрасль Египта находится в настоящее время на переломном этапе «энергетического перехода». Еще недавно критически зависевшая от наличия на внутреннем рынке доступного по цене углеводородного топлива, египетская энергетическая отрасль демонстрирует очевидные успехи в диверсификации энергобаланса за счет все возрастающего использования ВИЭ. Ключевым фактором успеха здесь является грамотный подход к задействованию имеющихся внутренних резервов. Надо отметить, что успехи Египта особенно заметны в региональном разрезе: многие соседние государства находятся в схожих природно-­климатических условиях, но в силу разных обстоятельств не в состоянии полноценно воспользоваться этими преимуществами. Особенностью же Египта является давнее наличие ВИЭ в энергобалансе: возведенная в 1960–1971 гг. Асуанская ГЭС до сих пор производит значительную долю электроэнергии в стране. В настоящее время власти республики усиленно развивают также ветро- и солнечную энергетику. Еще одной характерной особенностью египетского энергоперехода является наличие стратегического видения и неплохой, по региональным меркам, правовой базы развития возобновляемой энергетики. В частности, разработаны и применяются на практике Стратегия устойчивого развития и Консолидированная стратегия по устойчивой энергетике. Практическая реализация энергетического перехода в АРЕ осуществляется согласно закону о возобновляемой энергетике от 2014 г.
Тем не менее, необходимо отметить, что, осуществляя энергетический переход, Египет не отказывается и от использования углеводородного сырья. Более того, власти страны по-прежнему стимулируют приток инвестиций в традиционную энергетику, а также в поиск и освоение новых месторождений нефти и природного газа.
Намеченное на начало 2024 г. вступление Арабской Республики Египет в объединение БРИКС продиктовано стремлением руководства страны повысить свое региональное и глобальное влияние и диверсифицировать политические и экономические связи сообразно новым геополитическим реалиям. Вместе с тем необходимо учитывать настрой руководства АРЕ на продолжение экономического (и прежде всего энергетического) сотрудничества с традиционными партнерами из числа западных государств. Кроме того, Египет развивает энергетическое партнерство с Китаем и с соседями по региону.
Текущие события на Ближнем Востоке демонстрируют, что, несмотря на количественно небольшой удельный вес Египта в мировой торговле углеводородами, эта страна в силу своего важного стратегического положения способна оказывать существенное влияние на мировые энергетические рынки. Яркое тому доказательство – нарушения стабильности поставок углеводородного сырья на экспорт вследствие обострения палестино-­израильского конфликта в октябре 2023 г. В частности, из-за интенсивных военных действий снизились поставки добываемого в Израиле природного газа на египетские предприятия по производству СПГ. Соответственно упали и объемы экспорта средиземноморского газа на европейские рынки [38].
Россия традиционно поддерживает с Египтом тесные связи в области политики и экономики. Правовой основой двустороннего сотрудничества является договор между Российской Федерацией и Арабской Республикой Египет о всестороннем партнерстве и стратегическом сотрудничестве от 17 октября 2018 г. (вступил в силу 10 января 2021 г.). Взаимодействие между двумя государствами носит многогранный характер с акцентом на экономику. Кроме совместной деятельности в области добычи нефти и природного газа, стороны реализуют проекты создания на территории Египта российской промышленной зоны из двух производственных площадок (в районе Айн-­Сохна на побережье Красного моря и в Порт-­Саиде на севере страны). Россия и Египет сотрудничают в области атомной энергетики. Египет импортирует из России продукцию ВПК, зерно, удобрения, металлы, древесину, минеральное топливо, машины и оборудование. В свою очередь, Египет поставляет на российский рынок плодоовощную и парфюмерно-­косметическую продукцию, пластмассы, соль, серу и цемент. В 2022 г. египетский экспорт в Россию в стоимостном выражении составил 595,1 млн долл., а импорт из России – 4,1 млрд долл. За первое полугодие 2023 г. Египет посетило 750 тыс. российских туристов [32, C. 6]. В настоящее время ведутся переговоры о разработке и подписании договора о свободной торговле между Египтом и Евразийским экономическим союзом (ЕАЭС). С учетом изложенного можно сделать вывод, что вступление Арабской Республики Египет в БРИКС пойдет на пользу всем участникам этого объединения, в том числе и России.
Переизбрание 10 декабря 2023 г. президентом Египта Абдул-­Фаттаха Халила Ас-­Сиси даёт основание полагать, что курс страны на развитие взаимовыгодного масштабного сотрудничества с Россией, в том числе и в рамках БРИКС, будет продолжен.

Статья подготовлена по результатам работ, выполненных в рамках гос. задания ИПНГ РАН (тема № FMMЕ‑2022-0004 – «Фундаментальный базис энергоэффективных, ресурсосберегающих и экологически безопасных, инновационных и цифровых технологий поиска, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений, исследование, добыча и освоение традиционных и нетрадиционных запасов и ресурсов нефти и газа; разработка рекомендаций по реализации продукции нефтегазового комплекса в условиях энергоперехода и политики ЕС по декарбонизации энергетики (фундаментальные, поисковые, прикладные, экономические и междисциплинарные исследования)». Рег. номер учёта в РОСРИД: 122022800270-0.

УДК 620.9

DOI 10.46920/2409‑5516_2024_2193_18

EDN: RTRSKK

Энергетика Египта на пороге перемен: энергопереход и вступление в БРИКС
Egypt’s energy sector is on the verge of change: energy transition and entry into BRICS

Аннотация. В статье проанализирована энергетическая отрасль Египта в аспекте энергетического перехода. Охарактеризованы программная и нормативно-­правовая базы обеспечения энергетического перехода. Рассмотрена национальная специфика обеспечения энергетической безопасности. Показаны роль и возможности Египта в обеспечении региональной энергобезопасности. Обрисованы меры, предпринимаемые властями для диверсификации национального энергетического баланса, и дана оценка их эффективности. Дана характеристика отдельным отраслям египетского ТЭК. Выполнен анализ принимаемых правительством мер по привлечению зарубежных инвестиций в нефтегазовую отрасль страны. Рассмотрены условия и последствия предстоящего вступления АРЕ в объединение БРИКС и проанализированы перспективы развития ТЭК страны в свете вступления в БРИКС. Сделан акцент на российско-­египетском экономическом и энергетическом сотрудничестве.
Ключевые слова: Египет, АРЕ, Россия, энергетическая отрасль, энергетическая безопасность, гидроэнергетика, ветровая энергетика, солнечная энергетика, атомная энергетика, нефть, природный газ, СПГ, БРИКС, энергетический баланс, энергетическое сотрудничество, энергетический переход.

Abstract. The article analyzes the energy industry of Egypt in the aspect of the energy transition. The program and regulatory frameworks for ensuring the energy transition are characterized. The national specifics of ensuring national energy security are considered. The role and capabilities of Egypt in ensuring regional energy security are shown. The measures taken by the authorities to diversify the national energy balance are outlined and their effectiveness is assessed. The characteristics of individual branches of the Egyptian energy sector are given. The analysis of the measures taken by the government to attract foreign investment in the oil and gas industry of the country is carried out. The conditions and consequences of the upcoming accession of the ARE to the BRICS union are considered and the prospects for the development of the country’s fuel and energy sector in the light of joining the BRICS are analyzed. Emphasis is placed on Russian-­Egyptian economic and energy cooperation.
Keywords: Egypt, ARE, Russia, energy industry, energy security, fuel and energy branch, hydropower, wind energy, solar energy, nuclear energy, oil, natural gas, LNG, BRICS, energy balance, energy cooperation, energy transition.

Сообщение Энергетика Египта на пороге перемен: энергопереход и вступление в БРИКС появились сначала на Энергетическая политика.