Елизавета КОЛЧИНА
Старший аналитик энергетического департамента фонда «Институт энергетики и финансов» (ИЭФ)
Е-mail: e_kolchina@fief.ru

Elizaveta KOLCHINA
Senior Analyst of Energy Department,
Institute for Energy and Finance (IEF)
Е-mail: e_kolchina@fief.ru

Введение

В конце января 2026 г. Венесуэла коренным образом пересмотрела правила работы в нефтяной отрасли страны. 29 января Национальная ассамблея единогласно и в рекордно быстрые сроки утвердила реформу Органического закона об углеводородах – первую за почти 20 лет. Закон немедленно вступил в силу, тогда как заложенные в нем налоговые изменения начнут применяться только через 60 дней (с 30 марта 2026 г.).
Сразу после январской реформы нефтяного законодательства в Венесуэле администрация США в феврале выдала лицензии OFAC 46A и 50A, открывшие западным нефтегазовым «мейджорам» возможность работать в венесуэльском нефтегазовом секторе на принципиально иных условиях. А в Министерстве углеводородов Венесуэлы, равно как и в ведущей государственной нефтедобывающей компании PDVSA, произошла почти полная смена руководства: вместо военных, контролировавших отрасль с 2017 г., пришла команда технократов с опытом международного нефтегазового бизнеса и знанием западного корпоративного права.
Главный вопрос, который теперь стоит перед мировым нефтегазовым рынком: Венесуэла действительно меняет модель нефтяного сектора или лишь «переупаковывает» старую схему под новые обстоятельства?

Как была устроена прежняя модель и почему она перестала работать?

Нынешняя реформа нефтяного законодательства Венесуэлы понятна только в контексте того, что ей предшествовало. За свою историю нефтяная отрасль Венесуэлы уже прошла два принципиально разных периода либерализации (1993–2006 гг.) и ренационализации (2006–2026 гг.).
Либерализация (1993–2006 гг.). Так, в 1993–1998 гг. страна осуществила масштабное т. н. «нефтяное открытие» (Apertura Petrolera) , для которого активно привлекались зарубежные инвесторы и технологические компании. Иностранным инвесторам для работы в стране были предложены три типа контрактов, каждый из которых давал им самостоятельный операционный контроль над управлением нефтяными активами: ассоциации для разработки сверхтяжелой нефти т. н. «Пояса Ориноко», сервисные соглашения для реанимации старых месторождений и соглашения о разделе рисков для геологоразведки.
В рамках ассоциаций зарубежные компании-­участники проектов в Венесуэле имели право свободно экспортировать нефть, платили льготный налог на прибыль в 34% от объема выручки (за вычетом роялти и операционных расходов) и роялти  от 1 до 16,67%. Именно благодаря появлению таких ассоциаций в Поясе Ориноко впервые появились международные нефтегазовые «мейджоры» (Chevron, ConocoPhillips, ExxonMobil, TotalEnergies, BP и другие).
Несмотря на то, что на пике либерализации нефтяной промышленности в 2004–2005 гг. (рис. 1) собственная добыча PDVSA обеспечивала около двух третей суммарного объема добычи нефти в стране (тогда как ассоциации давали порядка 20%, а сервисные соглашения – еще 10–15%), Каракас решил провести ренационализацию активов, хотя экономических предпосылок для этого не было, что только доказывает именно политическую мотивацию при ее проведении.

Ренационализация (2006–2026 гг.). Ренационализация нефтяной промышленности страны, осуществленная в 2006–2007 гг. с приходом нового правительства во главе с Уго Чавесом, перевернула достаточно эффективно функционировавшую систему управления нефтяной отраслью Венесуэлы буквально с ног на голову. Так, уже в мае 2006 г. роялти подняли до 33,3%, а в августе того же года налог на прибыль увеличили до 50% . Затем декрет-­закон № 5.200 от 26 февраля 2007 г. установил обязательную минимальную долю PDVSA в 60% в каждом проекте и завершил переход к empresas mixtas (совместным предприятиям – СП) . Американские компании ConocoPhillips и ExxonMobil отказались принять новые правила игры и подписывать новые соглашения о создании СП с PDVSA на явно невыгодных для себя условиях. В ответ на демарш американских компаний власти Венесуэлы национализировали их активы в стране и передали в управление PDVSA без выплаты какой‑либо компенсации их прежним хозяевам. Остальные западные компании согласились на предложенные условия и стали миноритарными партнерами PDVSA с долями от 17 до 40% в СП с крупнейшей государственной компанией страны. Но в последующие годы почти все они, кроме Chevron, покинули страну.
«Вторая волна» ренационализации нефтесервисного сектора в мае 2009 г. окончательно подорвала технологическое сотрудничество властей Венесуэлы с западными компаниями . В результате иностранные инвесторы оказались встроены в конструкцию СП, где у них не было ни реального операционного контроля, ни возможности самостоятельно продавать нефть, ни прозрачного доступа к выручке от реализации углеводородов. Буровые программы, операционные бюджеты, экспортные контракты – все это утверждалось PDVSA, которая при этом месяцами, а иногда и годами могла отказывать своим зарубежным партнерам в согласовании уже понесенных операционных затрат.
Следствием такой политики властей Венесуэлы в отношении зарубежных инвесторов в нефтяную отрасль страны стал не только возврат государственного контроля над нефтегазовыми ресурсами, но и четырехкратное падение добычи нефти с почти 3 млн б/с в начале 2000‑х гг. до 900 тыс. б/с к началу 2026 г..
По оценкам ОПЕК за январь 2026 г., добыча нефти в стране по данным вторичных источников составила 830 тыс. б/с, а по данным первичных – около 924 тыс. барр./сут 5. На этом фоне санкционное давление США, резко усилившееся с 2019 г., еще и закрыло традиционный рынок сбыта для венесуэльской нефти, каким являлись США.
Однако после событий 3–5 января 2026 г. (захват Николаса Мадуро американским спецназом и установление временного правительства во главе с Делси Родригес) стало очевидно, что Каракасу вновь жизненно необходимо сотрудничать с американским правительством и компаниями как для развития в области нефте- и газодобычи (так как основные союзники в виде Китая и России выпали из игры, поскольку тесное общение Венесуэлы с ними идет вразрез интересам США на территории Венесуэлы), так и в области выплаты долга страны (что тоже, естественно, больше в интересах США и американских компаний). Это значило, что нужно что‑то менять, и выбор Венесуэлы в качестве первого шага пал на Органический закон об углеводородах, с которого и начались все основные проблемы в стране после 2006 г.

Что изменил новый закон?

Проведенная в январе 2026 г. реформа Органического закона об углеводородах по существу является возвращением к логике ассоциаций 1990‑х гг., но уже в иных правовых и политических условиях (таблица 1).

Контракты на участие в производстве. Ключевая новация закона – введение контрактов на участие в производстве (Contratos de Participación Productiva – CPP). Через них частные и иностранные компании могут теперь входить в проекты как полноправные операторы, не создавая СП с PDVSA. Если раньше инвестор был обязан встраиваться в структуру, где PDVSA оставалась центром управления, то теперь сама госкомпания может быть лишь одним из партнеров – без обязательного операционного контроля над всем проектом.
Делегирование полномочий в действующих СП. Реформа распространяется и на уже существующие СП. Закон прямо допускает официальную передачу миноритарному партнеру трех ключевых функций:
технического и операционного управления проектом;
права прямой реализации всей или части добычи;
полномочий по открытию и управлению валютными счетами в любой валюте и любой юрисдикции.
Прямая коммерциализация поставок нефти. До реформы монополия на экспорт нефти принадлежала PDVSA – весь денежный поток проходил через государственную компанию. Теперь оператор получает право самостоятельно продавать добытые углеводороды в обход PDVSA. Это право ограничено утвержденным планом коммерциализации, обязательствами по поставкам на внутренний рынок и налоговыми требованиями. Но отмена экспортной монополии – один из наиболее глубоких институциональных сдвигов за всю историю отрасли в Венесуэле.
Новый налоговый режим. Базовая ставка роялти сохраняется на уровне 30%, но введена скользящая шкала – для низкорентабельных проектов ставка может быть снижена до 15%. Упразднена старая конструкция из налога на добычу (3,33%), налога на сверхприбыль и так называемого «теневого налога» . Вместо нее введен единый налог на добычу (Impuesto a la Explotación) с базовой ставкой 15%, взимаемый с валовой стоимости добытого сырья у устья скважины и не привязанный к ценовой конъюнктуре .
Ранее при цене нефти выше 70 долл./барр. начинал действовать прогрессивный налог на сверхприбыль, который существенно увеличивал долю государства в дополнительных доходах от роста цен. Ставка нового налога может быть снижена вплоть до нуля для стратегически важных проектов – фактически это налоговые каникулы. При этом налог на прибыль сохранился: 50% – для нефти и 34% – для природного газа. Таким образом, эффективная доля государства в выручке теперь составляет порядка 60% (рис. 3).

Валютная выручка и международный арбитраж. Закон отменяет обязательную продажу валютной выручки Центральному банку Венесуэлы: экспортеры смогут оставлять ее на зарубежных счетах для оплаты услуг поставщиков и выплаты дивидендов. Коммерческие споры теперь можно передавать в международные арбитражные институты, а не рассматривать исключительно в венесуэльских судах – как это было до 2006–2007 гг. Для отрасли, пережившей многолетние разбирательства с ExxonMobil и ConocoPhillips, это снижает ту самую институциональную премию за риск, которая делала венесуэльские проекты «токсичными» для крупного капитала.
«Зеленый свет» частному бизнесу. Впервые закон создает условия для появления частных венесуэльских компаний в роли самостоятельных операторов. Для них предусмотрены приоритет на тендерах по зрелым месторождениям, льготные условия аренды инфраструктуры PDVSA и централизованная процедура согласования проектов в Министерстве углеводородов. Среди первых кандидатов – группа CPVEN (крупнейший в стране частный флот буровых установок) и Suelopetrol (уже имеет опыт участия в проектах с Chevron). Интерес к финансированию частной добычи уже проявляют банки Banesco и Mercantil.
«Модель Chevron» становится нормой. Неформально новую конструкцию называют «моделью Chevron» – и это точное определение. В предыдущие годы Chevron де-факто работала в Венесуэле в схожем режиме в рамках Антиблокадного закона 2020 г. с относительной операционной свободой в своих СП и контролем над экспортом нефти в США. Власти закрывали на это глаза, поскольку Chevron играла ключевую роль в поддержании добычи нефти в стране. Но де-юре все это противоречило действующему законодательству.
Реформа 2026 г. переводит этот режим из исключения в общее правило. То, что прежде существовало как негласная привилегия одной компании, становится теперь универсальной законодательной нормой для всей отрасли.

Кто может воспользоваться реформой, а кто нет?

Здесь проходит принципиальная граница между тем, что закон разрешает на бумаге, и тем, кто реально может этим воспользоваться. Фактический допуск компаний, в т. ч. зарубежных, к нефтяным проектам в стране определяется сегодня не Каракасом, а Вашингтоном через систему лицензий Минфина США (OFAC). В феврале 2026 г. были выданы три ключевые лицензии. 10 февраля – GL 46A, открывшая «укоренившимся американским компаниям» (прежде всего Chevron и Halliburton) широкий спектр операций с венесуэльской нефтью . 13 февраля – GL 50, напрямую разрешившая пяти компаниям – Chevron, BP, Shell, Repsol и Eni – широкую деятельность в нефтегазовом секторе страны. 18 февраля GL 50 была заменена на GL 50A, расширившую список за счет французской Maurel & Prom, работающей в Венесуэле с 2018 г. в рамках СП Petroregional del Lago на озере Маракайбо с текущей добычей около 21 тыс. барр./сут . При этом лицензии не распространяются на новые проекты на неразработанных участках – для них требуется отдельное согласование OFAC.
Также отметим, что выданные лицензии Минфина США категорически запрещают любые сделки – финансовые, технические, логистические – с участием компаний или лиц из России, Китая, Ирана, КНДР и Кубы. Если на объекте осталось российское оборудование, его замена должна происходить без участия России. Это означает практическое вытеснение игроков, заполнявших нишу в предыдущие годы: CNPC, «Росзарубежнефти» (преемницы венесуэльских активов «Роснефти») и аналогичных структур. Они работали в Венесуэле именно потому, что западные компании уходили. Теперь ситуация разворачивается, но не для них (рис. 4).

Четыре ограничения, которые реформа не отменяет

Было бы ошибкой считать текущую реформу регулирования нефтяной отрасли Венесуэлы как ее полную либерализацию. И главный аргумент в этом – сохранение санкционной архитектуры США в отношении Венесуэлы, которая задает четыре жестких ограничения для работы нефтяной отрасли этой страны.
Лицензии OFAC – не право, а именно разрешение. Участие в проектах зависит не только от решений Каракаса, но и от политической конъюнктуры в Вашингтоне. Лицензия может быть выдана и отозвана, если американо-­венесуэльские отношения снова ухудшатся.
Запрет на выкуп долей PDVSA в совместных проектах на территории Венесуэлы. Иностранные компании получают операционный контроль, но не могут приобретать доли государственной компании в действующих СП. Это закрывает возможность консолидации и ограничивает гибкость в управлении портфелем активов.
Ограничения на распоряжение экспортной выручкой вместо свободного доступа к ней. Доходы от операций, осуществляемых в рамках лицензии, не могут поступать на прямую Правительству Венесуэлы или PDVSA. Они должны оставаться на заблокированных счетах в финансовой системе США и могут использоваться только для покрытия операционных расходов, связанных с деятельностью совместных предприятий (включая оплату услуг, закупку оборудования и другие текущие производственные затраты) .
Главный дефект нынешней модели: механизм возврата капитала фактически не прописан. Лицензии 46A и 50A гарантируют компаниям лишь покрытие операционных расходов и погашение старых долгов PDVSA перед ними, а не возврат капитальных вложений. На практике расчет на отдачу инвестиций строится на устных обещаниях, а сами компании будут вынуждены направлять отдельные запросы в Минфин США и ждать политического решения. Для нефтяных проектов с инвестиционными циклами в десятилетия такая неопределенность существенно повышает риск.

Первые шаги в реализации реформы

Параллельно с законодательной реформой разворачиваются и конкретные операционные изменения в нефтяной отрасли страны.
Так, 12 февраля президентским указом была проведена реорганизация Министерства нефти, расширившая его полномочия и фактически превратившая его в ведомство, отвечающее за весь сектор углеводородов, куда пришли три новых заместителя министра – технократы, работавшие в зарубежных подразделениях PDVSA: Луис Прадо (считается главным архитектором налоговой реформы), Мария Элена Ортис (газовый сектор) и Карлос Э. Родригес (финансы и взаимодействие с OFAC). Впервые за последние 10 лет в совете директоров PDVSA не будет ни одного действующего генерала.
Также PDVSA признала долги перед западными сервисными компаниями – Halliburton, Schlumberger и другими – и утвердила график их погашения. Новое руководство обещает сократить сроки согласования закупок оборудования внутри компании с 6 месяцев до 15 дней.
В январе правительство с одобрения казначейства США осуществило рекордный разовый перевод валютных средств: 300 млн долл. были переведены со специального доверительного счета в Катаре напрямую на корреспондентские счета пяти крупнейших частных банков – Banesco, Mercantil, Provincial, Bancamiga и BNC. Банкам дано целевое поручение продавать валюту импортерам, прежде всего нефтесервисным компаниям и частным нефтяным предприятиям. Операция намеренно обходит Центральный банк и госбюджет. Предполагается, что такие транши станут регулярными, поддерживая остаток на валютных счетах этих банков на уровне 200–500 млн долл.
В феврале Венесуэлу посетил министр энергетики США Крис Райт – самый высокопоставленный американский чиновник, побывавший в стране с 1997 г. По итогам визита он заявил, что добыча нефти в Венесуэле может вырасти на 30% в течение следующих 18–24 месяцев. Chevron объявила о вложении более 100 млн долл. в модернизацию инфраструктуры завода-­апгрейдера Petropiar в Ансоатеги – ремонт коксовых установок, замену насосного оборудования, внедрение современных систем управления процессами .
По оценкам нового руководства PDVSA, уровень добычи в 1,2 млн б/с – порог, после которого Каракас готов начинать выплату внешнего долга, может быть достигнут к октябрю 2026 г. при реализации планов Chevron. Пока добыча, по оценкам ОПЕК, находится в диапазоне 830–924 тыс. б/с Для подготовки к реструктуризации государственного долга и долга PDVSA объемом около 60 млрд долл. (без учета накопленных процентов) комитет держателей облигаций готовится назначить финансовым консультантом инвестбанк Houlihan Lokey, рассчитывая начать переговоры после получения соответствующего разрешения США .

Вместо заключения

Реформа 2026 г. – не полная либерализация, а попытка встроить нефтяную отрасль в новую политическую реальность, сохраняя государственную собственность на ресурсы, но передавая зарубежным инвесторам реальные инструменты управления проектами.
Закон создает институциональную рамку, достаточно серьезную, чтобы западные компании могли вой­ти в проекты с операционным и коммерческим контролем. Налоговый режим становится более предсказуемым и лучше учитывает индивидуальную экономику месторождений. Появляется пространство для национального частного бизнеса – сегмент, которого в венесуэльской нефтегазовой отрасли раньше просто не существовало.
Но практические пределы реформы определяются не в Каракасе. Состав инвесторов задается в Вашингтоне через лицензии OFAC. Движение финансовых потоков встроено в санкционную инфраструктуру заблокированных счетов в финансовой системе США. Механизм возврата капитала по-прежнему не прописан. И пока добыча не выйдет устойчиво за отметку 1,2 млн б/с, правительство не готово всерьез говорить ни о долговой реструктуризации, ни о системном притоке инвестиций.
Наиболее точное описание того, что складывается в венесуэльской нефте­газовой отрасли в начале 2026 г. – государственно-­частная модель с внешним санкционным контролем.

Сообщение Новые правила игрыв нефтяной отрасли Венесуэлы появились сначала на Энергетическая политика.