ВведениеМировой 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.Рис. 1. Добыча нефти в Аргентине, Бразилии, Венесуэле, Гайане, Канаде, Колумбии, Мексике, 1965–2024 гг., тыс.бар./с. Источник: 2025 Statistical Review of World Energy, Energy Institute, https://www.energyinst.org/statistical-review Краткая характеристика ресурсного потенциала стран Северной и Южной АмерикиОсновные 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-reviewНациональные 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.АргентинаДоказанные 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 БразилияСегодня 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 ВенесуэлаВенесуэла, 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.htmlПроизводство 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 ГайанаНефтедобыча 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/ КанадаПервую 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-reviewНефть 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 .КолумбияНефть 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.shtmlРис. 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-reviewСейчас 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 .МексикаПромышленная 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-reviewДве 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 проваловПриведенный 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 прогрессОпыт 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. 33Другое 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 анализПомимо 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.КанадаВ 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.ВенесуэлаПолным 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 сектораБольшой 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).КолумбияПервую 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 .БразилияПохожие 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.МексикаВ 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 .ГайанаНовый 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.ЗаключениеАнализ 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

1  Latin America to add 2 mbpd of oil output by 2030, Quantum Commodity Intelligence, 10.11.2025, https://www.qcintel.com/article/latin-america-to-add-2-mbpd-of-oil-output-by-2030-goldman-50455.html

2 2 США подробно рассматривались в первой публикации данного цикла (Иванов и др., 2024).

3 EIA. Argentina. October 17, 2024, https://www.eia.gov/international/analysis/country/ARG

4 Argentina’s Vaca Muerta Shale Set to Hit 1 Million Bpd by 2030, Oil Price, 30.11.2024, https://oilprice.com/Energy/Crude-Oil/Argentinas-Vaca-Muerta-Shale-is-on-Track-to-Hit-1-million-bpd-Production-Milest.html

5 https://www.enverus.com/vaca-muerta-oil-production-data-analysis-forecast/

6 Argentina’s Vaca Muerta shale formation still profitable with lower oil prices, YPF CEO says, Reuters, 08.04.2025, https://www.tradingview.com/news/reuters.com,2025:newsml_L2N3QM0QY:0-argentina-s-vaca-muerta-shale-formation-still-profitable-with-lower-oil-prices-ypf-ceo-says/

7 Argentina’s Vaca Muerta Fuels Oil Production Surge, Oil Price, 12.03.2025, https://oilprice.com/Energy/Crude-Oil/Argentinas-Vaca-Muerta-Fuels-Oil-Production-Surge.html

8 Argentina’s Vaca Muerta Fuels Oil Production Surge, Oil Price, 12.03.2025, https://oilprice.com/Energy/Crude-Oil/Argentinas-Vaca-Muerta-Fuels-Oil-Production-Surge.html

9 EIA, Brazil. Last Updated: December 4, 2023. https://www.eia.gov/international/analysis/country/BRA

10 Venezuela’s oil reserves doomed to become the world’s largest stranded asset, Stabroek News August 20, 2021, https://www.stabroeknews.com/2021/08/20/business/venezuelas-oil-reserves-doomed-to-become-the-worlds-largest-stranded-asset/

11 The Single Biggest Threat To Venezuela’s Future, Oil Price, 29.11.2020, https://oilprice.com/Energy/Crude-Oil/The-Single-Biggest-Threat-To-Venezuelas-Future.html

12 EIA, Venezuela. Last Updated: February 8, 2024, https://www.eia.gov/international/analysis/country/VEN

13 EIA, Guyana. Last Updated: May 29, 2024, https://www.eia.gov/international/analysis/country/GUY

14 https://history.alberta.ca/energyheritage/oil/early-industrialization-and-exploration-1776-1920/oil-in-canada-exploitation-and-entrepreneurs/default.aspx

15 https://www.cer-rec.gc.ca/en/data-analysis/energy-markets/market-snapshots/2022/market-snapshot-a-tour-of-canadas-oil-sands-upgraders.html

16 EIA, Canada. Last Updated: May 30, 2024 , https://www.eia.gov/international/analysis/country/CAN

17 Canada’s Oil and Gas Industry Soars to New Heights, Oil Price, 09.05.2024, https://oilprice.com/Energy/Crude-Oil/Canadas-Oil-and-Gas-Industry-Soars-to-New-Heights.html

18 EIA, Colombia. Last Updated: March 31, 2022, https://www.eia.gov/international/analysis/country/COL

19 EIA, Mexico. Last Updated: March 31, 2023. https://www.eia.gov/international/analysis/country/MEX

20 More global vision, please’: Petrobras boss fires from the hip on bureaucracy and calls for reform, Upstream Online, 03.12.2020, https://www.upstreamonline.com/exploration/more-global-vision-please-petrobras-boss-fires-from-the-hip-on-bureaucracy-and-calls-for-reform/2-1-924269

21 Pemex Plans New Deepwater Well, Energy Intelligence, July 1, 2007 https://www.energyintel.com/0000017b-a7af-de4c-a17b-e7efedde0000

22 https://petrobras.com.br/en/inovacao-e-tecnologia/centro-de-pesquisa

23 Oil in Brazil: Evolution of Exploration and Production, 29.11.2018, https://www.encyclopedie-energie.org/en/oil-in-brazil-evolution-of-exploration-production/

24 What are the Top Oil and Gas Companies in Nanotechnology Patenting, Statnano, Dec. 5, 2021, https://statnano.com/news/70095/What-Are-the-Top-Oil-and-Gas-Companies-in-Nanotechnology-Patenting

25 https://petrobras.com.br/en/inovacao-e-tecnologia#parcerias

26 https://petrobras.com.br/en/inovacao-e-tecnologia/patentes

27 Brazil’s well services market poised for significant growth, Rystad Energy, 07.02.2024, https://www.rystadenergy.com/insights/brazil-s-well-services-market-poised-for-significant-growth

28 EIA, Brazil. Last Updated June 14, 2021. https://www.eia.gov/international/analysis/country/BRA

29 EIA, Brazil. Last Updated: December 4, 2023. https://www.eia.gov/international/analysis/country/BRA

30 How Petrobras is innovating giant pre-salt reservoir development, BN Americas, 18.11.2020, https://www.bnamericas.com/en/features/how-petrobras-is-innovating-giant-pre-salt-reservoir-development

31 Brazil’s Petrobras makes ‘high-quality’ subsalt oil find at Buzios Field, SPGlobal, 22.12.2020, https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/natural-gas/122220-brazils-petrobras-makes-fresh-high-quality-subsalt-oil-find-at-buzios-field

32 EIA, Canada. Last Updated: May 30, 2024, https://www.eia.gov/international/analysis/country/CAN

33 Canadian upstream oil sector supply costs continue to decline, Canadian Energy Center, 06.02.2023, https://www.canadianenergycentre.ca/canadian-upstream-oil-sector-supply-costs-continue-to-decline/#:~:text=Canadian%20overall%20upstream%20oil%20sector,%2476.00%20US%20Brent%20per%20barrel

34 https://iea.blob.core.windows.net/assets/7ec2467c-78b4-4c0c-a966-a42b8861ec5a/Canada2022.pdf

35 Apertura – открытие по-испански. В начале 1990-х гг. правительство Венесуэлы открыло нефтегазовый сектор для международных компаний, предоставив им привлекательные налоговые условия. При Apertura были созданы: 32 операционных сервисных соглашения по освоению маргинальных месторождений с 22 международными компаниями, ставшими операторами проектов; совместные предприятия между PDVSA и международными компаниями для разработки существующих месторождений; четыре «стратегические ассоциации», добывающие и облагораживающие сверхтяжелую нефть, производя синтетическую нефть, в которых ведущую роль играли мейджоры, а PDVSA была младшим партнером. Осуществленные при Apertura проекты добавили 1.2 млн бар./с добычных мощностей в стране.

36 https://natural-resources.canada.ca/domestic-international-markets/energy-policy

37 https://www.capp.ca/en/oil-natural-gas-you/oil-natural-gas-canada/mineral-rights/

38 https://iea.blob.core.windows.net/assets/7ec2467c-78b4-4c0c-a966-a42b8861ec5a/Canada2022.pdf

39 Canada proposes sharp cut in oil and gas sector emissions by 2030, Reuters, 04.11.2024, https://www.reuters.com/sustainability/climate-energy/canada-wants-energy-sector-cut-emissions-by-up-35-below-2019-levels-2024-11-04/

40 Venezuela seizes operations from oil majors, Reuters, 01.05.2007, https://www.reuters.com/article/us-venezuela-nationalization-idUSN0149302220070501

41 Is the Party over for Venezuela?, Latin Trade, August 2009, http://latintrade.com/2009/08/is-the-party-over-for-venezuela%e2%80%99s-pdvsa#comments

42 ConocoPhillips Awarded US$2bn for 2007 Oil Field Expropriation, Venezuela Claims Victory, 26.04.2018, https://venezuelanalysis.com/news/13785

43 PDVSA, Chevron, Repsol Sign $30 Billion Oil Ventures, Bloomberg, 12.03.2010, https://www.bloomberg.com/news/articles/2010-05-12/pdvsa-chevron-repsol-sign-30-billion-oil-ventures-to-develop-orinoco

44 https://www.transparency.org/en/cpi/2024

45 Oil Output Goes AWOL in Venezuela as Soldiers Run PDVSA, Reuters, 26.12.2018, https://www.reuters.com/article/us-venezuela-pdvsa-military-specialrepor/special-report-oil-output-goes-awol-in-venezuela-as-soldiers-run-pdvsa-idUSKCN1OP0RZ

46 To Survive, Venezuela’s Leader Gives Up Decades of Control Over Oil, NYT, 08.02.2020, https://www.nytimes.com/2020/02/08/world/americas/venezuela-oil-maduro.html

47 EIA, Venezuela. Last Updated: February 8, 2024, https://www.eia.gov/international/analysis/country/VEN

48 Vaca Muerta shale boom could propel Argentina to top 3 of region’s producers, World Oil, 09.12.2024, https://worldoil.com/news/2024/12/9/vaca-muerta-shale-boom-could-propel-argentina-to-top-3-of-region-s-producers/

49 https://www.trade.gov/energy-resource-guide-brazil-oil-and-gas

50 https://petrobras.com.br/en/quem-somos/perfil

51 EIA, Brazil. Last Updated: June 14, 2021. https://www.eia.gov/international/analysis/country/BRA

52 What Matters When it Comes to Adopting Local Content? A Comparative Analysis of Success Factors in Africa and Latin America, April 2017, ACODE Policy Research Series No.79, https://www.acode-u.org/uploadedFiles/PRS79.pdf

53 Consortium wins Brazil deepwater oilfield auction, Financial Times, 23.10.2013, https://www.ft.com/content/5ba1e982-3a68-11e3-9243-00144feab7de

54 Senate Votes to End Petrobras’ Subsalt Domination, Maritime Executive, 24.02.2016, https://www.maritime-executive.com/article/senate-votes-to-end-petrobras-subsalt-domination

55 EIA, Background Reference: Brazil, Last Updated: June 14, 2021, https://www.eia.gov/international/analysis/country/BRA/background

56 EIA, Brazil. Last Updated: June 14, 2021, https://www.eia.gov/international/analysis/country/BRA/background

57 Argentina and Brazil Take Different Approaches to Energy Policy, Oil Price, 03.09.2024, https://oilprice.com/Energy/Energy-General/Argentina-and-Brazil-Take-Different-Approaches-to-Energy-Policy.html

58 Операция Автомойка стартовала в марте 2014 года, когда правоохранительные органы заподозрили, что автозаправочные станции Petrobras использовались для отмывания денег. Она привела к увольнениям и арестам в компании и правительстве, росту долга, убыткам и обвалу капитализации Petrobras. Brazil’s Petrobras: Not Dead After All, America’s Quarterly, 04.11.2017, https://www.americasquarterly.org/fulltextarticle/brazils-petrobras-not-dead-after-all/

59 Pemex shoulders upstream burden, Pemedia network, 14.05.2019, https://pemedianetwork.com/petroleum-economist/articles/upstream/2019/pemex-shoulders-upstream-burden

60 Pemex Posts Fourth Consecutive Loss as Debt Crisis Mounts, Bloomberg, 30.04.2025, https://www.bloomberg.com/news/articles/2025-04-30/pemex-posts-fourth-consecutive-loss-as-debt-crisis-mounts

61 Mexico’s reforms signal a changing oil industry, Petroleum Economist, 09.01.2014. https://pemedianetwork.com/petroleum-economist/articles/geopolitics/2014/mexico-s-reforms-signal-a-changing-oil-industry

62 Mexico moves on energy reforms to reverse declines, Petroleum Economist, 01.07.2013, https://pemedianetwork.com/petroleum-economist/articles/geopolitics/2013/mexico-moves-on-energy-reforms-to-reverse-declines

63 Mexico’s reforms signal a changing oil industry, Petroleum Economist, 09.01.2014. https://pemedianetwork.com/petroleum-economist/articles/geopolitics/2014/mexico-s-reforms-signal-a-changing-oil-industry

64 Pemex in race against time, Petroleum Economist, 16.03.2020, https://pemedianetwork.com/petroleum-economist/articles/geopolitics/2020/pemex-in-race-against-time

65 Who Will Drill Mexico’s Hottest Oil Prospect? Oil Price, 02.02.2020, https://oilprice.com/Energy/Crude-Oil/Who-Will-Drill-Mexicos-Hottest-Oil-Prospect.html

66 Zama oil find targets 2020 FID, Petroleum Economist, 17.01.2020, https://pemedianetwork.com/petroleum-economist/articles/upstream/2020/zama-oil-find-targets-2020-fid

67 Mexico’s Energy Reform: the Flight of the Eagle. Energia 16, 06.03.2018, https://www.energia16.com/mexicos-energy-reform-the-flight-of-the-eagle/?lang=en

68 The End of Mexico’s Rigorous Energy Reform, Oil Price, 22.06.2019, https://oilprice.com/Energy/Energy-General/The-End-Of-Mexicos-Rigorous-Energy-Reform.html

69 Mexico hands control of private oil find to state-owned Pemex, Financial Times, 05.07.2021, https://www.ft.com/content/8ee90e5a-c9e4-4f11-b8c1-d1e57bd39a4b

70 Scary Results Continue at Pemex as Management Opens Door to Private Sector Spell, Natural Gas Intelligence, 30.10.2024, https://naturalgasintel.com/news/scary-results-continue-at-pemex-as-management-opens-door-to-private-sector-spell/

71 The Mexican Senate has approved a constitutional reform to strengthen state-owned Pemex and CFE, Enerdata, 21.10.2024, https://www.enerdata.net/publications/daily-energy-news/mexicos-senate-approves-reform-strengthen-pemex-and-cfe.html

72 Vaca Muerta: the Future of Argentina, PWC, https://www.pwc.com.ar/es/assets/document/invest-in-vaca-muerta.pdf

73 CERAWeek: Argentina Vaca Muerta has potential to quintuple oil output: Techint CEO, SPGlobal, 20.03.2024, https://www.spglobal.com/commodityinsights/es/market-insights/latest-news/oil/032024-ceraweek-argentina-vaca-muerta-has-potential-to-quintuple-oil-output-techint-ceo

74 https://investors.ypf.com/Shareholding-structure.html

75 Argentina validates reforms to promote energy investment, Energynews, 01.07.2024, https://energynews.pro/en/argentina-validates-reforms-to-promote-energy-investment/

76 Argentina’s crude oil and natural gas production near record highs, EIA, 05.12.2024, https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=63924

77 Argentina and Brazil Take Different Approaches to Energy Policy, Oil Price, 03.09.2024, https://oilprice.com/Energy/Energy-General/Argentina-and-Brazil-Take-Different-Approaches-to-Energy-Policy.html