Основные нефтедобывающие страны Северной и Южной Америки: факторы успехов и причины провалов

Введение

Мировой нефтяной сектор в настоящее время стремительно меняет точки роста. Развиваются новые крупные центры нефтедобычи, усиливаются (или ослабевают) существующие, смещается баланс сил между членами ОПЕК и странами, не входящими в этот картель. По прогнозам экспертов Goldman Sachs, Латинская Америка до 2030 года станет главным драйвером роста добычи на новых месторождениях ¹ . В Северной Америке – в США и в Канаде – ожидается стабильное наращивание производства углеводородов.

Настоящее исследование посвящено анализу динамики добычи нефти в ведущих нефтедобывающих странах Северной и Южной Америки с 1970-х годов по настоящее время (рис. 1) и выявлению влияющих на нее объективных (ресурсный потенциал) и субъективных (инвестиционный климат, нефтяные реформы и т.п.) параметров. Изучается история институционального развития, нефтяных реформ и регулятивных режимов.

Целью работы являлось выявление факторов успехов и причин провалов нефтяных секторов этих стран.

Основные нефтедобывающие страны Северной и Южной Америки, анализируемые в статье ² , представляют собой разнообразный набор игроков. Среди них есть такие старожилы нефтяного бизнеса, как Аргентина, Венесуэла, Канада, Колумбия и Мексика, где добыча нефти ведется с конца 19 – начала 20 века. Есть страны, такие как Бразилия, где нефтегазовый сектор возник сравнительно недавно, во второй половине 20 века. И есть новичок – Гайана, где нефтедобыча стартовала в 2019 году и с тех пор стремительно растет.

Венесуэла обладает самыми крупными в мире доказанными запасами нефти, и кратность запасов превышает 500 лет (табл. 1), при этом ее добыча в последние десятилетия существенно упала. У Бразилии кратность запасов – 10 лет (табл. 1), но нефтедобыча стабильно растет, и ожидается, что к 2030 году страна выйдет на пятое место в мире по этому показателю.

Табл. 1. Доказанные запасы и добыча нефти в Аргентине, Бразилии, Венесуэле, Гайане, Канаде, Колумбии и Мексике. Источник: 2025 Statistical Review of World Energy, Energy Institute, https://www.energyinst.org/statistical-review

Национальные нефтяные компании (ННК), полностью или частично принадлежащие государству, доминируют в нефтяном секторе Аргентины, Бразилии, Венесуэлы, Колумбии и Мексики; в Канаде работают частные канадские и международные корпорации; Гайане еще предстоит разработать энергетическую политику и создать свою нефтяную компанию. В ряде стран преобладают трудноизвлекаемые запасы (сланцевые формации в Аргентине, глубоководные месторождения в Бразилии, сверхтяжелая нефть в Венесуэле, нефтеносные пески в Канаде), тогда как в Колумбии или Мексике запасы диверсифицированы и в основном представлены конвенциональными углеводородами.

Но при всех различиях нефтяных секторов данных стран, сравнительный анализ позволяет выявить основные факторы успехов (или причины провалов), которые характерны и для многих других нефтедобывающих государств. Успех нефтяной промышленности в рамках настоящего исследования определяется ее способностью обеспечить рост нефтедобычи, соответствующий стратегическим ориентирам правительства.

Аргентина

Доказанные запасы нефти Аргентины (чья национальная компания YPF была создана в 1922 году) в 2023 году составляли 3.0 млрд бар. (48% конвенциональных, 52% – неконвенциональных запасов). Львиная доля (82%) конвенциональных запасов расположены в бассейне Golfo San Jorge, где нефть была обнаружена еще в 1907 году. Неконвенциональные запасы сосредоточены в бассейне Neuquén, где находится формация Vaca Muerta, которая распространяется еще и на провинции Mendoza и Rio Negro (рис. 2). Vaca Muerta была открыта в 1927 году, но ее реальный потенциал был подтвержден лишь в 2011 году компанией Repsol-YPF (как она тогда называлась) ³ . Vaca Muerta считается третьей в мире по размеру геологической формацией такого типа. С 2014 по 2024 год добыча на Vaca Muerta выросла с 45 тыс.бар./с до 453 тыс.бар./с. (рис. 3), и по оценкам Rystad Energy может достичь 1 млн бар./с к 2030 году ⁴ . Эксперты полагают, что самым серьезным вызовом для Vaca Muerta, чтобы выйти на прогнозную добычу, станет доступ к рынкам нефти и СПГ (сжиженного природного газа) и привлечение инвестиций ⁵ . Хотя запасы Vaca Muerta считаются неконвенциональными, глава YPF Горацио Марин заявил весной 2025 года, что цена безубыточности для разработки Vaca Muerta составляет 45 долл./бар., т.е. относительно невысока ⁶ .

Рис. 2. Карта-схема нефтяной промышленности Аргентины. Источник: EPCM Holdings, https://epcmholdings.com/an-overview-of-the-oil-gas-industry-in-argentina/

Инвестиции в Vaca Muerta достигнут 15 млрд долл. в 2025 году и 16.5 млрд долл. в 2026, причем значительная их доля будет направлена на развитие транспортной инфраструктуры, в первую очередь, 600-км нефтепровода Vaca Muerta Oil Sur стоимостью в 3 млрд долл. и мощностью 500 тыс.бар./с, который пойдет от Vaca Muerta к экспортному терминалу, строящемуся в заливе San Matías ⁷ .

Доказанные запасы природного газа в 2023 году равнялись 17.2 трлн куб.ф, причем 71% составляли неконвенциональные запасы и 29% – конвенциональные. Примерно 51% конвенциональных запасов находятся в бассейне Austral, а в бассейне Neuquén – 98% доказанных запасов неконвенционального газа. В Аргентине имеется 166 газовых месторождений: четыре на шельфе, остальные на суше. В 2023 году примерно 63% газодобычи обеспечивались конвенциональными запасами, а 37% – неконвенциональными, которые были основным драйвером роста газодобычи в период 2015–2023 гг ⁸ .

Рис. 3. Добыча и потребление нефти в Аргентине, 1970–2024, тыс.бар./с. Источник: 2025 Statistical Review of World Energy, Energy Institute, https://www.energyinst.org/statistical-review

Бразилия

Сегодня Бразилия – крупнейший производитель жидких углеводородов в Южной Америке и девятый в мире. В 2006 году Petrobras, бразильская ННК, созданная в 1953 году, открыла огромные запасы углеводородов на подсолевом горизонте (рис. 4). Открытие оказалось настолько масштабным, что и до настоящего момента запасы подсолевого горизонта до конца не выяснены, и оценки колеблются от 50 до 100 млрд бар. малосернистой нефти плотностью 26–30º API (American Petroleum Institute). Месторождение занимает океаническую территорию в 112,000 кв.км, охватывая бассейны Espirito Santo, Campos и Santos при глубине моря 1900–2400 м. Толщина продуктивного горизонта также точно пока не установлена, но по оценкам превышает 2 тыс. м.

Рис. 4. Карта-схема нефтяной промышленности Бразилии. Источник: EMCM Holdings, https://epcmholdings.com/an-overview-of-the-oil-gas-industry-in-brazil/

Эксперты ожидают, что бразильские запасы нефти будут и дальше расти по мере того, как продолжается активное разведочное и эксплуатационное бурение. Нефтедобыча в Бразилии стабильно увеличивается благодаря освоению подсолевых месторождений (рис. 5); в 2018 году добыча на подсолевом горизонте впервые превысила показатели из других запасов. В 2020 году подсолевые отложения обеспечивали уже 70% бразильской нефтедобычи.

В Бразилии в начале 2023 года числилось 13.4 трлн куб.ф доказанных запасов газа, которые на 76% представлены попутным газом, добываемым на подсолевом горизонте. 24% доказанных запасов газа расположены на суше, в основном в бассейнах Solimões и Paranaíba. Значительная доля добываемого в Бразилии газа закачивается в пласты для повышения нефтеотдачи ⁹ .

Рис. 5. Добыча и потребление нефти в Бразилии, 1970–2024 гг., тыс.бар./с. Источник: 2025 Statistical Review of World Energy, Energy Institute, https://www.energyinst.org/statistical-review

Венесуэла

Венесуэла, где нефтедобыча началась в 1910 году, а национальная нефтяная компания PDVSA была создана в 1976 году в результате национализации отрасли, занимает первое место в мире по доказанным запасам нефти, хотя ее доля мировой добычи в 2023 году составляла всего 0.8%.

Почти 77% запасов жидких углеводородов Венесуэлы приходится на тяжелую и сверхтяжелую нефть бассейна реки Ориноко (рис. 6). Сверхтяжелая нефть имеет плотность в 5–15º по шкале API и содержание серы в 4–6%. Ее смешивают с легкой нефтью или конденсатом, чтобы уменьшить вязкость; затем она поступает на апгрейдер, на котором производится т.н. синтетическая нефть (этот процесс отличается высокой технологической сложностью и требует компетенций, которыми обладают международные мейджоры) ¹⁰ .

Рис. 6. Карта-схема нефтяной промышленности Венесуэлы. Источник: Energy Consulting Group, https://energy-cg.com/OPEC/Venezuela/Venezuela_OilGas_Industry.html

Производство нефти в стране долго падало, и лишь в 2021 году возобновился некоторый рост (рис. 7). Цена безубыточности действующих добычных проектов в Венесуэле находится в диапазоне от 42 до 56 долл./бар. в зависимости от типа месторождения ¹¹ .

Доказанные запасы газа Венесуэлы составляли 195 трлн куб.ф в 2023 году, причем 80% добываемого газа – попутный газ.

Примерно 30% газа закачивается в нефтяные пласты для повышения нефтеотдачи.

Поскольку в стране недостаточно развита инфраструктура по транспортировке, переработке и закачке газа, значительная его доля сжигается в факелах (в 2022 году сжигалось больше газа, чем использовалось) ¹² .

 Рис. 7. Добыча и потребление нефти в Венесуэле, 1970-2024 гг., тыс.бар./с. Источник: 2025 Statistical Review of World Energy, Energy Institute, https://www.energyinst.org/statistical-review

Гайана

Нефтедобыча в Гайане началась в 2019 году; она быстро растет – с 15 тыс.бар./с до 616 тыс.бар./с в 2024 году. В 2024 году в стране числилось 11 млрд бар. доказанных запасов нефти. Сейчас в Гайане реализуются три проекта, которые могут обеспечить добычу в 1.3 млн бар./с к 2027 году. ExxonMobil начал масштабную программу разведочных работ на шельфе в 2008 году, и с тех пор возглавляемый им международный консорциум открыл более 30 нефтеносных залежей на морском блоке Stabroek Block. Сейчас цена безубыточности в нефтяном секторе Гайаны составляет 25–35 долл./бар., что делает проекты на данном блоке одними из самых выгодных в мире. Помимо этого, разведочные работы ведутся на морских блоках Orinduik и Kanuku (рис. 8). В стране сейчас добывается нефть трех сортов: Liza (API 32º и содержание серы 0.58%), Unity Gold (35.3º и 0.39%) и Payara Gold (28º и 0.58%). Доказанные запасы природного газа Гайаны оценивались в 16 трлн куб.ф в январе 2024 года, но его доля в добыче энергоресурсов страны пока минимальна (на жидкие углеводороды приходится 99.2% добычи энергоресурсов) ¹³ .

Рис. 8. Карта-схема нефтяной промышленности Гайаны. Источник: Eco Oil and Gas, https://www.ecooilandgas.com/projects/guyana/

Канада

Первую скважину в Северной Америке пробурили в провинции Онтарио в 1857–58 гг., а первую добывающую скважину в Западной Канаде – в 1902 ¹⁴ . В Канаде в начале 2024 года числилось 168 млрд бар. доказанных запасов нефти, т.е. страна занимала четвертое место в мире после Венесуэлы, Саудовской Аравии и Ирана. 97% запасов представлены нефтеносными песками, расположенными в регионах Athabasca, Peace River и Cold Lake провинций Альберта и Саскачеван (рис. 9). В 2024 году Канада занимала четвертое место в мире по производству жидких углеводородов, которое стабильно повышается (рис. 10). В 2022 году добыча из нефтеносных песков обеспечивала 65% общей нефтедобычи, а 35% приходилось на конвенциональную, шельфовую и сланцевую добычу.

Рис. 9. Карта-схема нефтяной промышленности Канады: А) карта-схема сухопутных месторождений; Б) карта-схема морских месторождений. Источник: Energy Consulting Group, https://energy-cg.com/Canada/Western%20Canadian%20Oil%20and%20Gas_Industry.html

Рис. 10. Добыча и потребление нефти в Канаде, 1970–2024 гг., тыс.бар./с. Источник: 2025 Statistical Review of World Energy, Energy Institute, https://www.energyinst.org/statistical-review

Нефть из нефтеносных песков либо поступает на апгрейдеры, которые облагораживают ее до легкой синтетической нефти, либо смешивается с легким конденсатом. К началу 2020-х годов в Канаде было четыре апгрейдера в Альберте и два в Саскачеване общей мощностью 1.4 млн бар./с синтетической нефти ¹⁵ .

Доказанные запасы газа в стране составляли 87 трлн куб.ф в 2024 году, и по его добыче в 2023 году Канада занимала пятое место в мире после США, России, Ирана и Китая, причем 29% приходилось на конвенциональный газ и 71% – на неконвенциональный. Основные объемы газа добываются в Западно-Канадском осадочном бассейне, главным образом в Британской Колумбии и Альберте (98.7%) ¹⁶ .

Долгое время США были основным направлением канадского экспорта углеводородов. Сейчас Канада стремится уменьшить зависимость нефтяного сектора от рынков США благодаря расширению собственной инфраструктуры. В мае 2024 года она ввела в эксплуатацию Trans Mountain Expansion Project (TMX), стоимостью 25 млрд долл. Кроме того, Канада завершает строительство в Британской Колумбии экспортного терминала СПГ, что позволит экспортировать его в другие страны ¹⁷ .

Колумбия

Нефть в Колумбии открыли в 1918 году, а национальная компания Ecopetrol была создана в 1951 году. Добыча нефти ведется на суше, на зрелой ресурсной базе, в основном в бассейне Llanos Orientales (рис. 11), где сосредоточена тяжелая, сернистая нефть (экспортные сорта Castilla Blend и Vasconia). За анализируемый период она демонстрировала как рост, так и падение (рис. 12).

Рис. 11. Карта-схема нефтяной промышленности Колумбии. Источник: Geni, https://www.geni.org/globalenergy/library/national_energy_grid/colombia/EnergyOverviewofColombia.shtml

Рис. 12. Добыча и потребление нефти в Колумбии, 1970–2024 гг., тыс.бар./с. Источник: 2025 Statistical Review of World Energy, Energy Institute, https://www.energyinst.org/statistical-review

Сейчас в стране нефтедобыча на шельфе не ведется, но в перспективе планируется разведка и разработка морских запасов. В Колумбии имеются крупные сланцевые формации – бассейны Cesar-Rancheria, Middle Magdalena Valley, Llanos и Maracaibo/Catatumbo, которые пока почти не разрабатываются.

Доказанные запасы газа в Колумбии оценивались в 3 трлн куб.ф в начале 2022 года. В стране в основном добывается попутный газ, причем 50% его закачивается в нефтяные пласты для повышения нефтеотдачи ¹⁸ .

Мексика

Промышленная добыча нефти в стране началась в 1901 году. Долгое время государственная монополия Pemex, созданная в 1938 году в результате национализации активов иностранных компаний, просто обеспечивала внутренние потребности страны. Ситуация изменилась в 1976 году благодаря открытию морского месторождения Cantarell с запасами в 40 млрд бар. (на пике оно давало 60% нефтедобычи в стране) (рис. 13). Pemex превратилась в одну из крупнейших глобальных нефтяных компаний, чья нефтедобыча росла до 2004 года (рис. 14), а Мексика – в одного из ведущих экспортеров нефти в мире, хотя в 21 веке она этот статус утратила.

Рис. 13. Карта-схема нефтяной промышленности Мексики: А) карта-схема сухопутных месторождений; Б) карта-схема морских месторождений. Источник: Energy Consulting Group, https://energy-cg.com/Mexico/Mexico_EIA.html

Рис. 14. Добыча и потребление нефти в Мексике, 1970–2024 гг., тыс.бар./с. Источник: 2025 Statistical Review of World Energy, Energy Institute, https://www.energyinst.org/statistical-review

Две трети нефти, добываемой в Мексике, – сорт Maya (22° по шкале API с содержанием серы 3.5–4%). Место Cantarell, как основного месторождения Мексики, в 2009 году заняло морское месторождение Ku-Maloob-Zaap, открытое в 1980 году.

Доказанные запасы газа в Мексике составляли 7.1 трлн куб.ф в 2023 году, в основном сконцентрированных в бассейнах Sureste и Veracruz ¹⁹ . Мексика – чистый импортер газа, хотя его добыча росла до 2010 года, но потом стала уменьшаться. Мексика занимает шестое место в мире по запасам сланцевого газа. Однако Pemex не достигла успеха в этой сфере, сделав неудачную попытку освоить сланцевые запасы в 2011 году.

Изучение факторов успехов и причин провалов

Приведенный выше краткий обзор ресурсных потенциалов основных игроков Западного полушария и динамики их нефтедобычи позволяет авторам предположить, что способность страны поддерживать стабильное развитие нефтегазовой отрасли и рост добычи зависит не только от объемов доказанных запасов и того, являются ли они легко- или трудноизвлекаемыми, но и от ряда политических, институциональных, регулятивных и экономических факторов. Так, например, в 2020 году, в то время президент Petrobras, Роберто Кастелло Бранко, совершенно справедливо отметил важность институционального фактора для развития отрасли: «У нас в Бразилии очень хорошая геология и хорошая история, но, хотя это и необходимо, этого не достаточно. Нужно изменить регулятивные рамки» ²⁰ .

Соответственно, чтобы проверить свое предположение, авторы изучили основные факторы успехов и причины провалов нефтяных секторов в странах Северной и Южной Америки – от научно-технического прогресса до нефтяных реформ, институциональных параметров и регулятивных рамок.

Научно-технический прогресс

Опыт таких стран, как США или Саудовская Аравия (Иванов и др., 2024, Пусенкова и др., 2025), показывает, что технологические достижения оказываются важнейшим драйвером эффективного освоения нефтегазовых запасов. Для успешных разработок и внедрения передовых технологий необходимо наличие долгосрочного видения нефтяных компаний и соответствующих правительственных ведомств, обеспечивающих регулятивный режим, способствующий быстрому внедрению изобретений. Зачастую сложности с ресурсной базой становятся стимулом технологического прогресса, и наоборот, нефтяные игроки, разрабатывающие легкоизвлекаемые запасы, нередко не уделяют достаточного внимания научно-исследовательским и опытно-конструкторским работам (НИОКР). Типичным примером второго подхода была политика Мексики после открытия месторождения Cantarell.

Cantarell, входившее в тройку крупнейших в мире, залегает на мелководье Мексиканского залива. Запасы его легкоизвлекаемые, и поэтому Pemex не считала нужным вести геологоразведку в других местах или осуществлять существенные инвестиции в НИОКР и современные технологии. Так, Pemex не развивала компетенции в бурении морских скважин глубже 500 м – свою первую глубоководную скважину она пробурила только в 2004 году ²¹ . Добыча на Cantarell поначалу быстро росла, но через 15 лет после его открытия стала падать, и в начале 2000-х годов вместе с кризисом месторождения возник и кризис нефтяной промышленности Мексики.

Соответственно, технологическая отсталость и отсутствие долгосрочного видения руководства госкомпании и правительства внесли свой вклад в кризис, который сейчас переживает мексиканская нефтяная промышленность.

В целом практически все анализируемые нефтедобывающие страны и их ННК не считаются технологическими лидерами. Видное исключение составляет бразильская Petrobras, которая открыла свое научно-техническое подразделение Cenpes еще в 1963 году. Сейчас в нем работает около 1100 человек ²² . Правительство Бразилии, осознавая сложности, с которыми сталкивается недавно созданная Petrobras, с самого начала старалось поддержать ее усилия в сфере НИОКР. Так, в 1986 государство утвердило Program of Technological Innovation and Advanced Development in Deep Water, чтобы поддерживать работы в глубоких водах (2000–3000 м) ²³ . Petrobras – единственная из анализируемых игроков региона, которая входит в первую двадцатку мировых нефтяных и сервисных компаний по количеству зарегистрированных патентов (17 место) ²⁴ .

Инвестиции Petrobras в НИОКР превышают показатели многих ее конкурентов: так, в 2022 году компания вложила 792 млн долл. в исследования и разработки. Более того, в ее Стратегическом плане-2050 и Бизнес-плане на 2025–2029 годы заложены расходы в 4.2 млрд долл. на цифровизацию и инновации ²⁵ . Уже сейчас компания создает цифровые модели глубоководных резервуаров с помощью 4D сейсмики ²⁶ .

По оценкам консультативной фирмы Rystad Energy, Бразилия благодаря Petrobras – мировому «глубоководному лидеру», опережает и США, и Норвегию по глубоководной (125–1500 м) и сверхглубоководной (более 1500 м) добыче. Эксперты Rystad полагают, что Бразилия пробурит около 600 глубоководных скважин в 2024–2030 годах ²⁷ . На балансе Petrobras наибольшее среди нефтяных компаний количество морских буровых установок. Она дает 23% мировой добычи нефти с глубоководных месторождений ²⁸ .

Благодаря акценту НИОКР, Petrobras добилась резкого сокращения издержек, что позволило снизить цену безубыточности на подсолевых отложениях с 70 долл./бар. в 2014 году до менее 35 долл./бар. в 2022 ²⁹ .

Полигоном для инноваций Petrobras, направленных на повышение эффективности, стало открытое в 2010 году месторождение Buzios в подсолевых осадочных комплексах. Оно дало первую нефть в 2018 году и сейчас занимает второе место в стране по объемам добычи. В 2020 году Petrobras завершила бурение добычной скважины на нем за 91 день – по сравнению со 171 днями в 2017 году ³⁰ . Petrobras планирует сократить время между открытием запасов нефти и началом добычи до 1000 суток, тогда как отраслевой стандарт превышает 3000 суток ³¹ .

Существенные технологические достижения отмечаются и в Канаде. Учитывая специфику канадской ресурсной базы, основные усилия местных игроков направлены на повышение эффективности и снижение энергоемкости при освоении нефтяных песков: продуктивность скважин растет за счет технологических достижений в горизонтальном бурении и гидроразрыве ³² . Параллельно снижается цена безубыточности добычи из нефтяных песков: в конце 2015 года средневзвешенная величина составляла 77.5 долл./бар., а к концу 2022 – 45.9 долл./бар. ³³

Другое важное направление НИОКР в Канаде – снижение энергоемкости нефтегазодобычи, которая дает 22% канадских выбросов парниковых газов. На сегодня нефтегазовый сектор Канады при активной поддержке государства добился снижения углеродоемкости при освоении нефтяных песков на 32% с 1990 года. Нефтегазовый сектор – ведущий инвестор в чистую технологию и инновации, направляющий в эти сферы более 64% всех вложений в энергетические НИОКР в Канаде (в среднем 1 млрд кан.долл. в год). Канадские нефтяные компании используют этот фактор для укрепления конкурентного преимущества по мере того, как усиливается внимание глобальных инвесторов и общества к экологической и климатической устойчивости. По оценкам IHS Markit, благодаря применению достижений научно-технического прогресса (НТП) углеродоемкость канадской нефтедобычи постоянно снижается и сейчас лишь на 6% превышает средние показатели углеродоемкости нефтедобычи США ³⁴ .

Энергетическая политика
и институты – сравнительный анализ

Помимо НТП важными факторами, обеспечивающими стабильный рост нефтедобычи, оказываются экономические и политические параметры, институты и инвестиционный климат. Динамика нефтедобычи анализируемых стран убедительно доказывает, что она растет не только благодаря крупным открытиям запасов углеводородов (Cantarell в Мексике или Vaca Muerta в Аргентине), поскольку для их эффективного освоения требуются жизнеспособные институты и разумная нефтяная стратегия. Рост добычи происходит во многом благодаря осуществлению мер энергетической политики, таких как Apertura ³⁵ в Венесуэле в 1990-х годах или нефтяные реформы в Бразилии и Колумбии.

Весьма показательны примеры Канады и Венесуэлы, которые обладают огромными запасами углеводородов, в основном неконвенциональных, и которые демонстрируют совершенно разную динамику добычи, главным образом из-за правительственной политики и институтов.

Канада

В Канаде в последние годы нефтедобыча стабильно растет, несмотря на существенные объективные сложности, связанные с неконвенциональной ресурсной базой: освоение нефтяных песков – технологически сложный и дорогой проект, и дополнительные проблемы создает его восприятие глобальным бизнесом и общественностью как «экологически грязного бизнеса».

Очевидно, этот рост во многом определяется спецификой канадской институциональной среды и энергетической политики, которые строятся на трех основных принципах: 1) рыночные отношения; 2) уважение правовой компетенции и роли провинций; 3) при необходимости целевая интервенция правительства в рыночные процессы для достижения конкретных целей внутренней политики посредством регулирования (например, здравоохранения, экологии или безопасности). Федеральная энергетическая политика гибко эволюционирует, позволяя Канаде решать возникающие проблемы и использовать новые рыночные возможности ³⁶ .

Провинции играют большую роль в развитии нефтяной промышленности Канады, в частности благодаря специфике канадского недропользования. Для ресурсов на суше существуют два вида прав: минеральные права (права на недра) и права на землю. Минеральными правами обычно обладают правительства провинций, но небольшая их часть («фригольдные» минеральные права) могут принадлежать федеральному правительству, юридическим и физическим лицам. Права на землю могут быть у фермеров, муниципалитетов или провинций. Минеральными правами на морские ресурсы владеет федеральное правительство, хотя Атлантические соглашения, подписанные в середине 1980-х годов между правительством Канады и главами Новой Шотландии, Ньюфаундленда и Лабрадора, оговаривают, что эти провинции будут главными бенефициарами любой морской нефтегазовой деятельности. Компании выплачивают роялти правительствам провинций за право разработки углеводородных запасов (в 2022 году такие выплаты достигли рекорда в 34 млрд долл.) ³⁷ .

Энергетическая политика Канады базируется на ряде соглашений, таких как Западное соглашение (договор между правительством Канады, провинциями Альберта, Саскачеван и Британская Колумбия по ценам на нефть и газ и налогообложению), Соглашение по ценам и рынкам природного газа с теми же участниками и пр. Федеральное правительство совершенствовало энергетическую политику, например, создав Национальный энергетический совет для обеспечения в общественных интересах безопасности, охраны окружающей среды, эффективности энергетической инфраструктуры, или гарантируя стабильное финансирование правительственной программы по энергетическим НИОКР.

Канадская энергетическая политика осуществляет инвестиции в конкурентном рынке, открытом для частного и иностранного капитала. Ожидается, что нефть останется важным элементом канадской экономики при продолжающемся росте добычи в сочетании с мерами, направленными на сокращение потребления нефти в стране, что должно привести к увеличению объемов ее экспорта. Правительство Канады приняло ряд обязательств по сбалансированному освоению природных ресурсов, чтобы одновременно обеспечить экономический рост и экологическую устойчивость, позволяя стране выйти на углеродную нейтральность к 2050 году, таких как Закон о плате за загрязнение парниковыми газами или Правила по чистому топливу. По оценкам канадского правительства, будущее добычи и экспорта нефти будет зависеть от той премии, которую потребители готовы платить за энергоносители с низкой интенсивностью выбросов парниковых газов. Канада стремится позиционировать себя как мирового лидера в поставках «самых чистых баррелей» за счет электрификации сегмента upstream.

Государственная экономическая и энергетическая политика в Канаде отличается последовательностью и преемственностью и в целом не демонстрирует резких разворотов.

Более того, структура отрасли весьма эффективна и конкурентна, поскольку представлена различными игроками, привносящими в нее свои сильные стороны и компетенции. Освоением нефтяных песков занимаются крупные канадские компании Suncor Energy, Imperial Oil Ltd, Cenovus Energy и Canadian Natural Resources Ltd, контролирующие 85% сегмента нефтяных песков и 70% общей нефтедобычи в Канаде. Остальные 15% нефтяных песков разрабатывают мелкие и средние канадские фирмы и международные нефтяные корпорации ³⁸ .

Хотя отношения между нефтегазовыми компаниями и правительством в Канаде весьма гармоничны, иногда между ними возникают противоречия. Например, осенью 2024 года канадское правительство опубликовало новые правила, которые требуют к 2030 году снизить выбросы парниковых газов от нефтегазовой деятельности на 35% от уровня 2019 года. Такое решение вызвало протест компаний, заявивших, что это приведет к сокращению добычи и снижению занятости. В ответ федеральный министр экологии Стивен Гильбо отметил, что прибыль отрасли достигла 48 млрд долл. в 2022 году, и что правительство хочет мотивировать фирмы инвестировать часть этих прибылей в декарбонизацию: «Мы боремся с загрязнением, а не с добычей. Мы приложили большие усилия, разработав, проконсультировавшись с компаниями, нормативы, которые технически целесообразны для сектора, чтобы отрасль выполнила свое обещание достичь углеродной нейтральности к 2050 году». Оттава полагает, что нефтегазодобыча вырастет на 16% к 2030 году даже при введении ограничений на выбросы ³⁹ . То есть возникающие противоречия между канадским правительством и бизнесом обычно решаются не антагонистическим образом.

Венесуэла

Полным антиподом Канады можно считать Венесуэлу, где после избрания в 1999 году Уго Чавеса произошел резкий разворот нефтяной политики. В ходе предвыборной кампании Чавес жестко критиковал политику Apertura, и став президентом отмечал: «Мы похоронили эту политику, направленную на открытие нашей нефти…. открытие, которое представляет собой ни что иное, как попытку отобрать у венесуэльцев их самый мощный и масштабный природный ресурс» ⁴⁰ .

Правительство начало использовать PDVSA для финансирования боливарианской революции, что стало подрывать жизнеспособность компании. После длительной антиправительственной забастовки, завершившейся в феврале 2003 года, Уго Чавес уволил 18 тыс. сотрудников PDVSA (четверть ее численного состава) за участие в волнениях. После этого компания так и не оправилась ⁴¹ .

«Новая PDVSA» должна была реализовывать политические и социальные цели правительства. В 2002 году Чавес обязал компанию направлять 10% годовых инвестиций на общественные нужды. Затем в 2005 году прошли реформы законодательства, регулирующего управление нефтяной выручкой. Был создан фонд национального развития – Fondo de Desarrollo Nacional (Fonden) – для финансирования политики правительства.

PDVSA поддерживала правительство Венесуэлы выплачивая налоги, дивиденды, роялти и финансируя социальные программы. Компания выделяла средства на социальные программы по трем направлениям: вклады в Fonden (58% ее выплат), социальные миссии (33%) и программы правительственных работ – fideicomisos (9%). Социальные миссии компании не имели прямого отношения к нефтяной промышленности, например Ribas Mission – предоставление стипендий студентам, или Mercal Mission – раздача субсидированного продовольствия беднякам (Manzano, Scrofina, 2011).

При этом PDVSA поставляла населению качественный бензин за 0.20 долл./галлон: эта субсидия обходилась компании в 9 млрд долл./год (Guerrero, Romero, 2016).

Кроме того, правительство использовало средства PDVSA для расширения политического влияния на дружественные страны. Все эти социально-политические обязательства компании подрывали ее инвестиционный потенциал, что отражалось на производственных показателях.

Уго Чавес осознавал, что зарубежные инвестиции необходимы для поддержания отрасли на плаву, но стремился изменить в свою пользу распределение риска и выгод от сотрудничества с иностранцами (Rosales, 2018). Сначала он резко увеличил налоговое бремя мейджоров: им пришлось выплачивать налог на прибыль в 50% вместо прежних 34%. Одновременно выросли роялти – с 1–16.7% до 20–30%. Затем 26 февраля 2007 года Каракас вынудил ConocoPhillips, Chevron, ExxonMobil, BP, Statoil и Total передать операционный контроль в четырех «стратегических ассоциациях» PDVSA, доля которой выросла до 60%. Часть мейджоров приняли новые условия. Но ConocoPhillips и ExxonMobil ушли из страны и начали судебные процессы против PDVSA ⁴² .

Потом PDVSA потребовала от некоторых поставщиков и подрядчиков, чтобы те снизили свои расценки на 40%. Когда они отказались, в мае 2009 года Венесуэла национализировала активы 60 местных и иностранных сервисных компаний (Monaldi et al., 2020). Национализация уменьшила долг PDVSA, но породила новые юридические разбирательства против нее.

Уго Чавес активно рекламировал иностранным компаниям венесуэльский «привлекательный инвестиционный климат», заявив в 2010 году: «Говорят, что здесь, в Венесуэле, нет юридической безопасности, и тому подобное, но это неправда. У вас есть все гарантии для ваших инвестиций, ваших прибылей и капитала, который вы захотите репатриировать» ⁴³ .

Радикально испортив отношения с мейджорами, Венесуэла подписала соглашения с национальными компаниями из Китая, Индии, Ирана, Беларуси и Бразилии, исходя не столько из их финансовых или производственных возможностей, сколько из политических соображений. Ведущей зарубежной компанией в Венесуэле стала китайская CNPC, образовав несколько совместных предприятий (СП) с PDVSA. Кроме того, при Уго Чавесе заметно укрепились нефтяные связи между Москвой и Каракасом, в первую очередь через проекты Роснефти.

После смерти Уго Чавеса в 2013 году к власти пришел Николас Мадуро. При нем в Венесуэле еще больше обострились экономические и политические проблемы, и ситуация в нефтяном секторе продолжила ухудшаться. Падение цен на нефть в 2013–2014 годах подорвало производственные показатели PDVSA. Негативные тенденции усугубились из-за санкционного давления США; сильнейший удар по венесуэльской экономике нанесло эмбарго на экспорт нефти, введенное в 2017 году, и санкции против PDVSA от января 2019 года (Monaldi et al., 2020).

Колоссальный ущерб венесуэльской нефтяной промышленности наносит коррупция. Венесуэла – одна из самых коррумпированных стран в мире – 181 место из 183 в 2024 году. Для сравнения – Канада занимала 15 место ⁴⁴ . Развитию отрасли мешали и частая ротация высшего руководства отрасли и PDVSA. Мадуро так формулировал свое видение: «Мне нужна социалистическая PDVSA. Этичная, суверенная и продуктивная PDVSA. Мы должны сломать модель нефтяной компании – рантье» ⁴⁵ .

Однако в результате кадровой политики Николаса Мадуро эффективность компании падала: в 2015 году буровые в среднем простаивали 40% времени, тогда как мировой стандарт составляет 10–15%. На заканчивание скважин уходило до 4 месяцев, а профессиональная буровая бригада выполняет эту работу за 2 месяца (Monaldi et al., 2020).

Но в последние годы, поскольку PDVSA не справлялась с производственными обязанностями, венесуэльское правительство начало неофициально сдавать контроль над отраслью международным мейджорам. Так, Chevron стал крупнейшим иностранным производителем нефти и важнейшим фактором экономической стабилизации Венесуэлы. Его четыре венесуэльских СП добывают 160 тыс.бар./с ⁴⁶ .

Лишь после 2021 года началось некоторое повышение нефтедобычи, обусловленное поставками иранских растворителей, техническим содействием CNPC в разработке конкретных месторождений, возвращением в страну сервисных компаний, которым PDVSA выплатила часть долга, а также смягчением американских санкций, например, разрешением, выданным Chevron в ноябре 2022 года, на экспорт в США нефть, добываемую его СП в Венесуэле ⁴⁷ .

Реформы нефтяного сектора

Большой практический интерес представляют нефтяные реформы в анализируемых странах. При всем их различии реформы имеют ряд общих черт.

Во-первых, обычно реформаторы активизируются при низких ценах на нефть, когда правительства осознают опасность нефтяной зависимости и необходимость повысить эффективность национальной нефтяной компании.

Во-вторых, стимулом для проведения реформ становятся сложности в нефтяном секторе, либо вызванные старением и истощением ресурсной базы, либо нерациональным управлением.

В-третьих, основными направлениями реформ становятся меры по облегчению некоммерческих обязательств ННК. Кроме того, часто делаются шаги по допуску в отрасль новых игроков, прежде всего иностранных, а также проводится частичная приватизация государственной компании.

В-четвертых, реформы бывают удачные и неудачные, ведущие как к прогрессу, так и регрессу нефтегазового сектора.

В-пятых, главным драйвером реформ бывает осознание руководством страны, что ситуация в отрасли становится критической, и что нужно создать оптимальные условия для функционирования сектора (Пусенкова, 2022).

Колумбия

Первую реформу сектора Колумбия провела в 1974 году: были введены контракты по разделу продукции, и частные компании обязали работать в партнерстве с Ecopetrol, которая имела минимум 50% в разведочных проектах. При крупном открытии углеводородов Ecopetrol могла участвовать в добыче с долей до 50% (снижена до 30% в 1999 году). К 2003 году Ecopetrol давала 40% нефтедобычи в стране.

К тому моменту иностранные инвестиции в сектор существенно сократились, добыча и запасы снижались. Новый президент Альваро Урибе начал масштабные реформы, издав декрет № 1760 от 26 июня 2003 года.

В его рамках частные фирмы получили право владеть 100% месторождений с запасами менее 60 млн бар. Была оптимизирована налоговая система: роялти перевели с фиксированной ставки в 20% к скользящей шкале в 8–25% в зависимости от уровня добычи.

До 2007 года Ecopetrol поставляла внутренним потребителям субсидированные нефтепродукты, что стоило ей порядка 10 млрд долл. в год. Закон 1151/2007 постановил, что правительство должно ежегодно компенсировать колумбийские нефтеперерабатывающие заводы за топливные субсидии.

Кроме того, Альваро Урибе освободил Ecopetrol от ее регулятивных функций. Был создан независимый регулятор в сегменте upstream – La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

В 2006 году правительство разрешило провести IPO (Initial Public Offering, первоначальное публичное размещение акций) Ecopetrol при условии, что у государства останется не менее 80%. В 2007 году она продала в первом раунде приватизации 10% акций за 2.8 млрд долл. Второй раунд прошёл в 2011 году: тогда компания выручила 1.3 млрд долл. за 1.5% акций.

Хотя основным акционером Ecopetrol остается государство с 88.5%, ее менеджмент теперь самостоятельно принимает инвестиционные решения. В совете директоров появились независимые директора (Tordo et al., 2011).

В стране активизировались малые компании, такие как Pacific Rubiales, Gran Tierra и Petrominerales, которых привлек инвестиционный климат Колумбии, и они способствовали увеличению нефтедобычи, разрабатывая мелкие месторождения.

Реформы середины 2000-х годов в Колумбии оказались столь успешны, что привели к «энергетическому возрождению» Колумбии (Viscidi, 2010).

Однако в последние годы колумбийская нефтедобыча стала стагнировать, а запасы газа сократились. Отчасти это связано с ресурсными ограничениями Колумбии, отчасти с регулярными нападениями инсургентов на нефтяную инфраструктуру, отчасти с энергетической стратегией нового правительства: по оценкам экспертов, правительство президента Густаво Петро, пришедшего к власти в 2022 году, уделяет больше внимания сокращению выбросов парниковых газов, чем геологоразведке ⁴⁸ .

Бразилия

Похожие и очень успешные реформы прошли в Бразилии в 1990-х годах. Монополия Petrobras на нефтяной бизнес Бразилии сохранялась до ноября 1995 года, когда президент Фернандо Энрике Кардосо изменил Конституцию. В результате Petrobras получила право образовывать СП с частными компаниями, не нуждаясь в одобрении Конгресса (хотя Конгресс утверждает ее инвестиционные планы).

Потом был принят Нефтяной закон от 6 августа 1997 года. Он создал регулятора отрасли Agencia National do Petroleo (ANP) и консультативный совет Conselho Nacional de Politica Energetica (CNPE). Кроме того, закон установил график либерализации цен на нефть и нефтепродукты – она завершилась в 2002 году.

С 1997 года нефтяной сектор Бразилии окончательно открылся для иностранных компаний: Petrobras теперь конкурирует с зарубежными и частными бразильскими игроками в ходе аукционов на новые месторождения, проводимых ANP, которые разрабатываются в режиме концессий.

Активный приток мелких игроков в сектор начался в 2001 году, когда на аукцион выставили 73 зрелых месторождения. После 2003 года размеры блоков стали урезаться, чтобы привлечь малые фирмы.

В итоге в Бразилии сформировалась конкурентная среда благодаря оптимальному сочетанию местных и иностранных концессионеров, представленных и мелкими, и крупными компаниями, в сегменте upstream. В 2022 году на долю Petrobras приходилось 88% добычи нефти и газа. Показательно, что в последнее время Petrobras проводила продажу активов на суше и мелководье, чтобы сосредоточиться на подсолевом горизонте. Независимые компании, купившие ее сухопутные активы (3R Petroleum, Origem Energia, Imetame, Seacrest, Carno Energy и пр.), планируют увеличить добычу на них в 4 раза за ближайшие 5 лет ⁴⁹ .

Petrobras стала публичной компанией в 2000 году, разместив акции на Нью-йоркской фондовой бирже и заработав на этом 4.1 млрд долл. К началу 2024 года федеральному правительству напрямую принадлежало 50.26% обыкновенных акций и 28.67% всего акционерного капитала ⁵⁰ .

Во многом благодаря реформе компания успешно развивалась, открыв в 2006 году первое месторождение Lula на подсолевом горизонте в бассейне Santos и добыв в 2008 году первую нефть на месторождении Jubarte в бассейне Campos.

Однако дальнейшие события показали, что новые непродуманные реформы могут перечеркнуть достижения предыдущих. Закон 12.276 от 30 июня 2010 года передал Petrobras право осваивать запасы в 5 млрд бар.н.э. на подсолевом горизонте в обмен на увеличение доли государства в компании. Потом закон 12.351 от 22 декабря 2010 года ввел режим СРП (соглашение о разделе продукции) для нераспределенных зон подсолевого горизонта, в рамках которого Petrobras получала статус оператора и долю участия в 30%. Был создан Социальный фонд, который будет управлять доходами от СРП. Кроме того, сформировали новое агентство – Pré-Sal Petróleo SA – для администрирования добычи на подсолевом горизонте ⁵¹ .

Если мировой нефтяной бизнес горячо приветствовал первый раунд бразильских реформ, либерализовавших сектор в 1990-х годах, то второй их раунд в 2010 году имел неоднозначные последствия.

Когда летом 2009 года правительство объявило, что обменяет запасы из нераспределенного фонда на подсолевом горизонте на дополнительные акции в Petrobras, за один день капитализация компании упала на 7 млрд долл. Инвесторов пугало разводнение акций и усиление государственного вмешательства в деятельность Petrobras.

Многие бизнесмены опасались, например, что Бразилия будет поддерживать местную промышленность, отдавая предпочтение бразильским производителям промыслового оборудования и сервисным фирмам, даже если их соотношение цены/качества хуже, чем у международных компаний (Chauhan et al., 2014). Эти опасения выявляют риски, которыми чревата политика чрезмерной локализации в нефтяном секторе развивающихся стран. Ведь Petrobras с самого начала делала ставку на «бразилизацию», поскольку создавала бразильскую нефтяную промышленность с нуля. Для этого лицензионная политика стимулировала преимущественное использование местной рабочей силы и оборудования. Как отмечал президент Лула да Силва в 2010 году: «Все, что можно сделать в Бразилии, должно быть сделано в Бразилии» ⁵² . В результате нефтяные компании – операторы проектов в Бразилии – должны были использовать до 85% бразильского оборудования и услуг. Этот уровень локализации был одним из самых высоких в мире, что повышало цены безубыточности проектов.

В итоге реформы 2010 года нанесли сильный удар по компании. Замедлились темпы геологоразведки, затормозились капложения и открытия. Игроки, прежде готовые вести бизнес в Бразилии, перенаправили инвестиции в другие страны из-за ухудшившихся условий для иностранных партнеров. Стало сложнее привлекать международные компании на аукционы. Это подтвердил неудачный конкурс 2013 года по гигантскому месторождению Libra, когда вместо ожидаемых 6 консорциумов предложение сделал один, который и получил лицензию: Petrobras (40%), Total (20%), Shell (20%), CNOOC (10%) и CNPC (10%) ⁵³ .

Правительство быстро осознало проблемы, вызванные реформой, и 29 ноября 2016 года приняло закон, который отменил требование, чтобы Petrobras была оператором всех новых проектов на подсолевом горизонте с минимумом 30% участия. Закон изменил некоторые положения реформы 2010 года, которые увеличили государственный контроль над подсолевыми запасами ⁵⁴ .

Кроме того, в начале 2018 года смягчились правила локализации: новые требования составили 50% для добычных проектов на суше и 18% для проектов в глубоких водах ⁵⁵ .

Еще одна важная реформа прошла весной 2021 года, когда президент Жаир Болсонару подписал закон о газе. Теперь компании, заинтересованные в строительстве газопроводов, нуждаются в простом разрешении, а не в прежнем сложном концессионном контракте. Эта реформа была направлена на то, чтобы ликвидировать монополию Petrobras на рынке газа, увеличить иностранные инвестиции и повысить рыночную эффективность ⁵⁶ .

А в 2024 году президент Лула да Силва подписал закон, дающий регулятору ANP право ограничивать объемы попутного газа, которые компании могут закачивать в пласты, когда бурят новые морские скважины. Цель закона – увеличить поставки природного газа на внутренний рынок и снизить на него цены, чтобы стимулировать промышленную деятельность в Бразилии. Но это решение может изменить экономические аспекты морских проектов нефтяных компаний, например, если повысит затраты на транспортировку газа ⁵⁷ .

В целом, несмотря на частые и резкие развороты энергетической политики Бразилии, проблемы с реформой 2010 года и скандалы, связанные с операцией Автомойка ⁵⁸ , Petrobras доказала свою выживаемость и адаптивность и добилась впечатляющих производственных результатов.

Мексика

В Мексике энергетический кризис вызван не только ресурсными ограничениями и истощением месторождения Cantarell, но и спецификой мексиканской нефтяной политики, институтов и места Pemex в стране.

Конституция 1917 года причисляла нефтяную промышленность к стратегическим отраслям, закрытым для иностранного и частного капитала. Pemex, на 100% принадлежащая государству и воспринимаемая мексиканцами как национальное достояние, была монопольным оператором нефтедобычи в стране, а государство – собственником ресурсов.

Президент Мексики назначает президента и шестерых членов Совета директоров Pemex, включая председателя Совета (представителя министерства энергетики). Министерство энергетики осуществляет текущий контроль над деятельностью Pemex. Министерство финансов и государственного кредита (Hacienda) утверждает годовой бюджет компании и ее «дочек» и программы их финансирования, а также устанавливает цены на продукцию Pemex на внутреннем рынке и налоги.

Правительство облагает Pemex высокими прямыми налогами (более 60% выручки). Она платит в 4 раза больше налогов, чем частные мексиканские фирмы, и в 3 раза больше, чем другие нефтяные компании. У Pemex самое тяжелое совокупное налоговое бремя из всех ННК ⁵⁹ .

Pemex перечисляет выручку государству, которое распределяет средства на социальные проекты, а потом возвращает компании часть денег, которых ей не хватает для инвестиций в развитие производства. В результате Pemex выживает за счет заимствования, накопив самый большой чистый долг в мире среди нефтяных компаний (101 млрд долл. в начале 2025 года) ⁶⁰ . Мексиканское правительство не несет прямой ответственности за финансовые обязательства Pemex, но задолженность ННК по закону считается частью национального долга Мексики. Pemex, как госкомпания, не может принуждаться к банкротству, и решение о ее ликвидации принимает лишь Национальный конгресс.

Соответственно, многолетнее (до 2013 года) отсутствие конкуренции в секторе и закрытость Мексики для иностранных инвестиций в нефтяную промышленность – важная причина производственных проблем компании.

В декабре 2013 года, когда ситуация в нефтяном секторе продолжила ухудшаться, новый президент Энрике Пенья Ньето провел долгожданную реформу, добившись внесения поправок в Конституцию. Самый политизированный аспект реформы – изменения статей, которые закрепляли государственную монополию над нефтяной промышленностью. Статья 27 была пересмотрена, чтобы позволить государству заключать контракты с частными компаниями. И новое прочтение статьи 28 ликвидировало монополию Pemex в секторе, хотя и сохранило доминирующую роль госкомпании ⁶¹ .

Несмотря на радикальность реформы Pemex не была приватизирована – для Мексики (как и для многих развивающихся нефтедобывающих стран) это слишком политически острый вопрос. Как отмечал президент Ньето: «Я хочу расставить все точки над «и» по этому вопросу: Pemex не будет ни продана, ни приватизирована в ходе реформы; Pemex будет преобразована и модернизирована. Я должен подчеркнуть, что государство будет владеть мексиканскими углеводородами, будет владеть нефтью. Но мы должны расширить возможности Pemex. У Pemex недостаточно ресурсов, чтобы самостоятельно развить инфраструктуру и открывать крупные запасы углеводородов» ⁶² .

Правительство возлагало большие надежды на реформу, рассчитывая, что она позволит нарастить добычу до 3 млн бар./с к 2018 году и 3.5 млн бар./с к 2025, и выйти на коэффициент замещения запасов выше 100% ⁶³ .

Реформа открыла отрасль для иностранных компаний, которые давно стремились вести разведку в мексиканской части Мексиканского залива. В многочисленных аукционах на мелководные и глубоководные блоки участвовали Pemex, мейджоры, независимые компании и частные мексиканские фирмы.

Реформа сразу принесла плоды в виде новых запасов углеводородов. Особо знаменательное событие произошло в июле 2015 года, когда лицензию на морское месторождение Zama получил консорциум из Talos Energy (оператор с 35%), Wintershall Dea (40%) и Premier Oil (25%) ⁶⁴ . Через два года партнеры пробурили первую разведочную скважину на глубину 165 м, и оценочные запасы месторождения увеличились с 100-500 млн бар. до 1.4-2 млрд бар ⁶⁵ . Ожидалось, что цена безубыточности Zama будет одной из самых низких в мире, менее 20 долл./бар ⁶⁶ .

Как отмечал Тим Дункан, глава Talos: «Открытие Zama знаменует как раз то, что должно стать результатом энергетической реформы: новый капитал, новые участники и дух новаторства, которые будут способствовать созданию новых рабочих мест и увеличению государственных доходов в Мексике» ⁶⁷ .

Однако несмотря на успехи, достигнутые в разведке, добыча нефти не росла, т.к. обычно проходит несколько лет между открытием запасов и началом их разработки.

В 2018 г. президентом стал Андреас Мануэль Лопес Обрадор, давний противник энергетической реформы его предшественника. Он часто заявлял, что не позволит мексиканской нефти снова попасть в руки иностранцев.

В середине 2019 г. А.М.Л. Обрадор жестко раскритиковал энергетическую реформу, назвав ее «провалом», и заявил, что не будет проводить новые конкурсы и аукционы для иностранных нефтяных компаний, пока те не обеспечат рост инвестиций и нефтедобычи ⁶⁸ .

Его подход к международным инвесторам ярко проявился в конфликте вокруг месторождения Zama. Pemex, воспользовавшись географическими особенностями Zama, настаивала на том, чтобы поучаствовать в освоении мелководного месторождения с низкой себестоимостью добычи. В итоге летом 2021 года правительство сделало Pemex оператором проекта; это показало частным инвесторам, что во всех спорных ситуациях мексиканское правительство отдаст предпочтение госкомпании ⁶⁹ .

При новом президенте, Клаудии Шейнбаум, победившей на выборах 2024 года, проблемы компании продолжились. У Pemex возросли убытки, падение добычи газа ускорилось, а добыча нефти не превысила 2 млн бар./с ⁷⁰ . Осенью 2024 года была инициирована реформа, ликвидировавшая многие поправки 2013 года. Pemex, которая в 2013 году получила статус «продуктивного государственного предприятия», конкурирующего с частными компаниями, вернули прежний статус «публичного государственного предприятия». Клаудия Шейнбаум отметила, что в результате этой реформы «основной задачей ННК станут общественные услуги, а не прибыльность». Министр энергетики Лус Елена Гонсалес Эскобар, желая успокоить иностранных партнеров, заявила, что реформа не преследует цель покончить с частными инвестициями: «Напротив, мы их регулируем и мотивируем» ⁷¹ . То есть в Мексике радикальная, хотя и сильно запоздавшая реформа 2013 года, которая могла бы решить многие проблемы сектора, была свернута прежде, чем успела принести ожидаемые результаты.

Аргентина

В Аргентине добыча нефти ведется давно, но перспективы стать крупным международным игроком у нее появились лишь несколько лет назад благодаря разработке Vaca Muerta. Сейчас в аргентинском нефтегазовом секторе функционируют зарубежные компании, включая Chevron, ExxonMobil, Petronas, Pan American, Shell, Wintershall, Sinopec, Total, Vista Energy, а также множество местных компаний.

YPF контролирует крупнейшую долю рынка в сегменте upstream. В 2024 году она вложила 3 млрд долл. в неконвенциональные запасы и добывала 219 тыс.бар./с сланцевой нефти (55% всей добычи страны) и 27% сланцевого газа Аргентины. YPF имеет наибольшее количество буровых установок в Vaca Muerta, где она пробурила 800 горизонтальных скважин в 2015–2021 годах.

Второе место по добыче в Vaca Muerta занимает Vista Energy (60 тыс.бар/с), третье – Shell (33 тыс.бар./с), четвертое – Pan American Energy (22 тыс.бар./с).

Эксперты отмечают необходимость шире привлекать в сектор малые и средние компании, имеющие опыт работы в сланцевом сегменте, чтобы повысить эффективность и снизить издержки.

Сейчас YPF начала продажу 55 конвенциональных участков в шести провинциях в рамках проекта «Анды». Малые и независимые нефтяные компании (такие как Petrolera Aconcagua, PCR, Petróleos Sudamericanos и пр.) будут осваивать эти участки, что должно обеспечить новые инвестиции в запасы, которые более не интересны крупным игрокам ⁷² .

Эксперты и бизнесмены отмечали высокий добычной потенциал Vaca Muerta, но признавали, что препонами к его реализации являются недостаточное развитие производственной инфраструктуры и инвестиционный климат Аргентины. Так, Паоло Рокка, глава Techint, отметил, что повышение нефтедобычи и развитие бизнеса СПГ «будет возможным, если улучшится макроэкономическая среда», и что основное препятствие росту нефтедобычи – чрезмерное правительственное регулирование ⁷³ .

YPF пережила ряд радикальных трансформаций, отражающих резкие изменения в аргентинской политике и экономике: в 1956 году правительство национализировало нефтяную промышленность, закрепив за компанией роль единоличного оператора нефтедобычи. Потом в 1992 году правительство приватизировало YPF, традиционно считавшуюся национальным достоянием Аргентины, чтобы привлечь иностранные капвложения и модернизировать компанию (Huizar, 2019). Дерегулирование нефтяного сектора в 1990-х годах расширило возможности для частных инвестиций и повысило производительность, а также привело к увеличение экспорта углеводородов.

В 2004 году испанская Repsol приобрела 51% акций аргентинской компании. Но параллельно усиливалось правительственное вмешательство в сектор с введением ряда правил и ограничений. И уже в 2012 году правительство ренационализировало YPF, объясняя свой шаг необходимостью восстановить контроль над энергетическими ресурсами Аргентины (Viña, Ferrara, 2018). Сегодня правительству принадлежит 51% акций, остальные находятся в свободном обращении ⁷⁴ . В результате существенно сократилась добыча углеводородов и инвестиции.

В 2015 году новое правительство поставило задачу преодолеть десятилетний спад добычи. Оно приняло программы по поддержке зарождающегося сегмента неконвенциональных ресурсов. Однако экономический кризис 2018 года ограничил позитивное воздействие этих мер, а эпидемия коронавируса еще больше усложнила ситуацию. Были введены новые инструменты валютного и рыночного контроля, что привело к сокращению притока инвестиций.

Наконец, администрация, которая пришла к власти в конце 2023 года, сделала разворот к дерегулированию и либерализации экономики, предоставляя мощную поддержку частным инвестициям и освоению Vaca Muerta. Президент Хавьер Милей осуществил радикальные реформы в нефтегазовом секторе. Базовый закон (Ley de Bases 27742), принятый в начале 2024 года, внес существенные изменения в прежний Закон об углеводородах, которые были направлены на то, чтобы усовершенствовать регулирование и создать условия для крупных инвестиций.

Базовый закон включает Стимулирующий режим для крупных инвестиций (Large Investments Incentives Regime – RIGI), который обеспечивает финансовые стимулы, юридическую надежность и эффективную защиту масштабных проектов. RIGI направлен на привлечение крупных инвестиций в энергетический сектор, в первую очередь в трубопроводы и терминалы для обслуживания Vaca Muerta. Проекты, превышающие по стоимости 200 млн долл., получают гарантии 30-летней юридической, налоговой и таможенной стабильности, если 40% инвестиций сделаны в первые два года. Проектам стоимостью более 1 млрд долл. предоставляются существенные налоговые льготы и облегченный доступ к иностранной валюте.

Показательно, что в рамках RIGI инвесторы должны выделять минимум 20% инвестиций для привлечения местных поставщиков товаров и услуг, если они конкурентны по цене и качеству.

YPF планирует использовать эти стимулы для строительства экспортного терминала СПГ и газопроводов, чтобы перекачивать газ от Vaca Muerta до Атлантического океана ⁷⁵ .

Эксперты EIA признают, что нефтедобыча в Vaca Muerta в последние годы быстро растет благодаря наращиванию буровых работ, технологическому прогрессу в гидроразрыве и горизонтальном бурении, благоприятной ценовой конъюнктуре, расширению транспортной инфраструктуры, и, что весьма показательно, осуществлению политики стимулирования, в том числе RIGI ⁷⁶ .

Сейчас эксперты и бизнесмены внимательно наблюдают за тем, как Бразилия и Аргентина реализуют две разные модели развития сектора. По оценкам Rystad Energy, президент Лула делает акцент на усилении государственного контроля и регулирования, чтобы управлять внутренними поставками энергоносителей и ценами, и в результате международные компании могут осторожнее подходить к своим инвестициям в Бразилию. Президент Милей, напротив, нацелен на либерализацию энергетических рынков и сокращение государственного вмешательства, чтобы привлечь инвестиции и расширить энергетическую инфраструктуру Аргентины, создавая более благоприятный климат для реализации крупномасштабных проектов ⁷⁷ .

Гайана

Новый нефтегазовый игрок в Западном полушарии, который только начинает формировать свой нефтегазовый сектор, где пока доминируют иностранные компании, может изучать положительный и отрицательный опыт соседей в энергетической стратегии, реформах и создании институтов. В ближайшее время станет ясно, какой подход – «канадский», «бразильский», «мексиканский» или «аргентинский» – выберет Гайана.

Заключение

Анализ нефтяных отраслей, энергетической политики, институтов и реформ основных нефтегазодобывающих стран Западного полушария позволяет сделать вывод о многообразии факторов успехов и причин провалов, проявившихся в последние годы в их сегментах upstream. Очевидно, успехи демонстрирует нефтяной сектор Канады и Бразилии, провалы – Венесуэлы и Мексики. Промежуточное положение занимает Колумбия. Перспективы реформ и построения институтов Аргентины и Гайаны прояснятся в ближайшие годы.

Проведенный анализ исторического развития нефтяной промышленности вышеупомянутых стран позволил авторам статьи выделить как главные факторы, гарантирующие устойчивое развитие, так и основные причины, приводящие либо к стагнации, либо к падению нефтедобычи.

Факторы успехов:

• наличие долгосрочной стратегии развития как со стороны менеджмента национальной нефтяной компании, так и руководства страны, которое умеренно вмешивается в производственную деятельность;

• активная поддержка НИОКР;

• частичная приватизация компании;

• стимулирующее к повышению добычи налогообложение;

• диверсифицированная структура отрасли, позволяющей развиваться крупным, средним и мелким компаниям;

• создание благоприятного инвестиционного климата;

• конструктивное взаимодействие федерального, регионального и местного правительства;

• разумная политика декарбонизации;

• своевременное осуществление продуманных реформ;

• финансовая автономия национальной нефтяной компании.

Причины провалов:

• политизация сектора и процесса принятия решений;

• отсутствие конкуренции в секторе;

• запрет на доступ международных нефтяных компаний в сектор;

• чрезмерные социальные обязательства национальной компании;

• частые и резкие смены энергетической стратегии;

• регулятивная нестабильность;

• избыточная локализация;

• высокий уровень коррупции;

• фетишизация национальной нефтяной компании как «национального достояния»;

• бюрократия и излишне сложные процессы утверждения проектов;

• отношение правительства к национальной нефтяной компании как к «дойной корове».

Анализ показывает, что страны с незначительными запасами углеводородов могут оказаться успешнее, чем их более богатые ресурсами конкуренты. Эффективное и устойчивое развитие нефтедобывающего сектора обеспечивается разумной энергетической стратегией и эффективными институтами. В противном случае нефтяная отрасль обречена на застой.

Примечания