Межтопливная конкуренция на глобальном энергетическом рынке: новые возможности для российского газа в условиях цифровизации тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Митряйкина Анастасия Олеговна

• Митряйкина Анастасия Олеговна
• кандидат наук
• 2026

Оглавление диссертации кандидат наук Митряйкина Анастасия Олеговна

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И ПРАКТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ МЕЖДУНАРОДНОЙ МЕЖТОПЛИВНОЙ КОНКУРЕНЦИИ В УСЛОВИЯХ ФРАГМЕНТАЦИИ МИРОВЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЫНКОВ

1.1 Сущность, исторические этапы и ключевые факторы международной межтопливной конкуренции

1.2 Влияние глобального энергетического перехода и низкоуглеродной повестки на структуру мирового энергопотребления

1.3 Особенности современной энергетической политики ведущих стран мира и их воздействие на глобальную межтопливную конкуренцию

ГЛАВА 2. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИИ: НОВЫЕ ВЫЗОВЫ И САНКЦИИ

2.1 Структурные особенности и динамика развития ТЭК РФ в новых экономических условиях

2.2 Анализ ситуации на внутреннем энергетическом рынке РФ: формирование переизбытка природного газа и его влияние на отрасль

2.3 Оценка текущей конъюнктуры и потенциальных точек роста на энергетическом рынке для России

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА МОДЕЛИ ПОВЫШЕНИЯ МАРЖИНАЛЬНОСТИ МЕЖДУНАРОДНОГО ГАЗОВОГО БИЗНЕСА НА БАЗЕ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГОЕМКОЙ ЦИФРОВОЙ ИНФРАСТРУКТУРЫ

3.1 Построение модели проекта по энергоснабжению ЦОД в России на базе газовой генерации, расположенной вблизи месторождений

3.2 Природный газ как источник стратегического преимущества для создания и экспорта услуг ЦОД на рынки стран БРИКС

3.3 Разработка механизма реализации проекта в формате международных

альянсов (на примере БРИКС) и его роль в развитии газового бизнеса РФ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Межтопливная конкуренция на глобальном энергетическом рынке: новые возможности для российского газа в условиях цифровизации»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы диссертационного исследования. Глобальный энергетический рынок начала XXI века переживает эпоху беспрецедентной трансформации, обусловленную одновременным синергетическим воздействием технологических, экономических, геополитических и экологических факторов. Развитие альтернативных источников энергии, изменение структуры мирового спроса на топливно-энергетические ресурсы, ужесточение международных экологических норм, а также эскалация санкционной и тарифной конкуренции между ключевыми мировыми державами — все это предопределяет возникновение новых закономерностей на глобальном энергетическом рынке и формирует повышенный интерес к трансформации межтопливной конкуренции.

На современном этапе эволюция мирового энергетического баланса протекает под влиянием двух, на первый взгляд, разнонаправленных, но связанных процессов. С одной стороны, сохраняющаяся доминанта традиционных энергоносителей -нефти, природного газа и угля - по-прежнему определяет базовую устойчивость и надежность большинства национальных энергетических систем. Процессы деглобализации, фрагментации рынков, локализации цепочек поставок и политическая турбулентность, связанные с военными конфликтами и беспрецедентным санкционным давлением, лишь усиливают значимость углеводородов в концепциях энергобезопасности крупнейших государств. С другой стороны, существенную роль в перестройке энергопотребления играют цифровые решения, рост вложений в наукоемкие сектора и закрепление глобальной климатической повестки на институциональном уровне. На этом фоне меняется и сама логика соперничества между видами топлива: конкуренция все чаще определяется не только возможностью физически заменить один ресурс другим, но и новыми механизмами спроса, регулирования и технологиями, которые дают дополнительные преимущества или вводят новые ограничения.

Эти сдвиги особенно заметны в условиях повышенной политической и ценовой турбулентности. Энергетический кризис 2022-2024 годов, резкая перенастройка логистики поставок энергоносителей из-за обострения противостояния между Западом и Россией, а также перераспределение торговых потоков между Евразией, Ближним Востоком и Юго-Восточной Азией, указывают на формирование иной конкурентной среды. При этом практическая траектория изменений во многом зависит от устойчивости новых цепочек поставок и от того, насколько быстро участники рынка адаптируются к регуляторным и инфраструктурным ограничениям. Конкурентное соперничество между различными видами топлива становится не только экономическим маркером эффективности, но и стратегическим инструментом внешнеэкономической политики, средством достижения технологического суверенитета и диверсификации источников роста национальных экономик.

В этом контексте особую актуальность приобретает переосмысление роли природного газа как важного элемента энергетического перехода и цифровой трансформации. Традиционная парадигма межтопливной конкуренции, рассматривавшая газ преимущественно как энергетический ресурс для генерации тепла и электроэнергии в коммунальном и промышленном секторе, перестает отвечать вызовам Четвертой промышленной революции. Развитие энергоемкой цифровой инфраструктуры, в частности центров обработки данных (ЦОД), и взрывной рост технологий искусственного интеллекта (ИИ) формируют новый тип спроса на дешевую и доступную электроэнергию, который невозможно удовлетворить исключительно за счет возобновляемых источников энергии ввиду их нестабильности, или атомной энергетики - ввиду длительности инвестиционного цикла.

Природный газ в новых макроэкономических условиях трансформируется из традиционного энергетического ресурса в элемент производства электроэнергии для снабжения энергоемкой цифровой инфраструктуры.

Актуальность работы связана с потребностью обосновать переход от модели реализации природного газа как экспортного товара на международном рынке, к модели реализации цифровых услуг на базе газовой генерации электроэнергии, где

газ выступает основным элементом конкурентоспособности международных нефтегазовых компаний в цифровой среде.

Для Российской Федерации - одной из крупнейших энергетических держав -понимание этих сдвигов приобретает практическую и стратегическую значимость. Геополитическая обстановка, включая ограничение доступа к западным рынкам капитала и технологий, инциденты на трубопроводной инфраструктуре и применение механизма «потолок цен», продемонстрировала уязвимость традиционной экспортно-сырьевой модели. Перенаправление физических потоков углеводородов на восток (в частности, в Китай и Индию) сталкивается с рядом структурных барьеров: монопсонию покупателей, влияющих на ценовые условия, логистические ограничения, дефицит танкерного флота, а также сложности трансграничных расчетов.

В этих условиях актуализируется задача поиска и обоснования альтернативных механизмов монетизации природного газа основными игроками международного энергетического рынка для снижения зависимости от физической транспортной инфраструктуры и санкционных ограничений.

Степень научной разработанности темы. Фундаментальные основы конкуренции и развития энергетических рынков представлены в трудах классиков (Смит А., Маркс К., Маршалл А., Шумпетер Й., Портер М.) и современных исследователей (Е.А. Телегина, С.В. Жуков, В.В. Морозов, Т.А. Митрова, А.А. Конопляник, В.А. Кулагин). Значимый пласт аналитики по энергопереходу и климатической повестке содержится в материалах международных структур (IEA, KPMG).

Наряду с этим, в научной литературе недостаточно работ, комплексно рассматривающих межтопливную конкуренцию через призму интеграции энергетического и цифрового секторов в условиях санкционных ограничений. Остаются недостаточно проработанными вопросы трансформации бизнес-моделей от сырьевого экспорта к интеграции энергетического сектора с ИТ.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности ВАК (по экономическим наукам). Диссертационная работа выполнена по специальность

5.2.5 «Мировая экономика» соответствует п. 5 «Международные рынки товаров и услуг, их структура и конъюнктура», п. 18 «Роль технологических факторов в развитии мирохозяйственных процессов», п. 19 «Инфраструктурные факторы развития мирохозяйственных связей», п. 21 «Международная конкурентоспособность национальных экономик», п. 24 «Международная экономическая интеграция», п. 26 «Участие Российской Федерации в системе международных экономических связей. Внешнеэкономическая деятельность российских экономических субъектов».

Цель диссертационного исследования. Заключается в обосновании новых возможностей международной межтопливной конкуренции при использовании газовых ресурсов России в условиях цифровизации мировой экономики.

Для достижения поставленной цели поставлены следующие задачи:

- обобщить теоретические и практические аспекты международной межтопливной конкуренции на современном этапе развития мирового энергетического рынка и определить новые направления использования природного газа в условиях цифровизации экономики, где газ рассматривается не только в качестве традиционного энергоресурса, но и как элемент создания конкурентной цифровой услуги на базе дешевой электроэнергии.

- проанализировать современное состояние и стратегические вызовы топливно-энергетического комплекса Российской Федерации, включая формирование переизбытка природного газа на внутреннем рынке и изменение внешнеэкономических условий, для определения новых возможностей сохранения конкурентоспособности международных нефтегазовых компаний на глобальном энергетическом рынке.

- разработать модель повышения маржинальности международного газового бизнеса на основе использования газа как источника энергоснабжения центров обработки данных, как новую форму развития межтопливной конкуренции.

- предложить организационно-экономический механизм реализации модели в формате международных альянсов как инструмента стратегической диверсификации

газового бизнеса российских энергетических компаний, как нового направления использования газовых ресурсов на базе ЦОДов для оказания цифровых услуг.

Объектом диссертационного исследования выступает система внешнеэкономических отношений российского газового комплекса в условиях структурной трансформации мирового энергетического рынка, цифровизации глобальной экономики и усиления межтопливной конкуренции.

Предметом диссертационного исследования являются новые экономические механизмы реализации глобальной межтопливной конкуренции через цифровую трансформацию энергетического рынка и модели новых источников получения доходности газового бизнеса.

Теоретические и методологические основы исследования. Теоретическую базу составляют труды по экономике отраслевых рынков и международной конкуренции, а также исследования в области энергетического перехода. Особое внимание уделено концепциям, раскрывающим механизмы межтопливной конкуренции и повышения эффективности использования природного газа в цепочках создания стоимости.

Методологическая основа базируется на системном подходе. В работе применены методы сравнительного анализа, а также экономико-математическое моделирование для расчета эффективности конверсии газа в электроэнергию и цифровые экспортные продукты.

Информационную базу исследования составили стратегии и программные документы развития газовой отрасли РФ (Энергетическая стратегия РФ до 2035 года), отчеты международных энергетических агентств, статистические данные о динамике цен на конкурирующие энергоносители на хабах, данные корпоративной отчетности ведущих мировых технологических компаний, а также авторские расчеты конкурентного потенциала российских газовых энергокластеров.

Научная новизна диссертационного исследования заключается в:

1. Обосновании нового этапа международной межтопливной конкуренции, где природный газ рассматривается не в традиционной форме энергетического ресурса, а как основной элемент производства конкурентного конечного продукта

энергетического рынка - дешевой электроэнергии для экспорта высокотехнологичных услуг (ЦОД).

2. Определении перспективного направления использования российского газа на внутреннем и внешних рынках в условиях новых стратегических вызовов для ТЭК России.

3. Разработке модели повышения маржинальности международного газового бизнеса путем использования газовой генерации в России для энергоснабжения ЦОДов с целью оказания цифровых услуг.

4. Предложении механизма реализации модели цифровой монетизации газа в формате международного альянса, ориентированного на рынки стран БРИКС, обеспечивающего распределение функций участников, рисков и экономических интересов в рамках новой модели экспорта цифровых услуг.

Основные положения и результаты, выносимые на защиту:

1. Обоснован новый этап международной межтопливной конкуренции газа, предполагающий возможности его использования для создания и экспорта высокотехнологичных услуг (услуг центров обработки данных). (п.5, п.18 Паспорта специальностей ВАК РФ).

2. Обосновано наиболее эффективное направление использования природного газа на внутреннем и внешних рынках в условиях новых стратегических вызовов для ТЭК России в эпоху цифровизации (п.26 Паспорта специальностей ВАК РФ).

3. Разработана модель повышения маржинальности международного газового бизнеса путем использования газовой генерации в России для энергоснабжения ЦОДов с целью оказания цифровых услуг. (п.19, п.21 Паспорта специальностей ВАК РФ).

4. Предложен механизм реализации модели цифровой монетизации газа в формате международных альянсов, ориентированных на рынки стран БРИКС, обеспечивающий оформление новой экспортной модели, распределение рисков и устойчивость стратегической диверсификации газового бизнеса России. (п.24, п.26 Паспорта специальностей ВАК РФ).

Достоверность и обоснованность результатов. Обеспечивается системным использованием фундаментальной теоретико-методологической базы и работой с обширным массивом фактических данных. Аргументированность результатов подтверждается проведением глубокого сравнительного анализа российской и мировой практики, а также верификацией выдвинутых гипотез посредством инструментов экономико-математического моделирования.

Теоретическая и практическая значимость работы. Обусловлена развитием подходов к диверсификации газового экспорта через создание цифровой инфраструктуры. Результаты работы служат основой для совершенствования стратегий энергокомпаний, предлагая новый подход к реализации газовых ресурсов России.

Основные положения и результаты исследования были апробированы на следующих конференциях:

- V Всероссийская научно-практическая конференция «Сжиженный природный газ: проблемы и перспективы» (г. Москва, ФГАОУ ВО «РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина») 06-07 ноября 2025 г.;

- IV Международная научная конференция «Современные тенденции развития нефтегазовой отрасли в эпоху зеленой экономики и цифровизации» (г. Ташкент, Филиал «РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина» в г. Ташкенте) 30-31 октября 2025 г.;

- IX Региональная научно-техническая конференция «Губкинский университет в решении вопросов нефтегазовой отрасли России» (г. Москва, ФГАОУ ВО «РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина») 7 октября 2025 г.;

- Международная молодежная научная конференция «Мировой энергетический переход в новой политической и экономической реальности» (г. Москва, ФГБНУ «Национальный исследовательский институт мировой экономики и международных отношений имени Е.М. Примакова Российской академии наук») 15 мая 2025 г;

- IX Международный экономический симпозиум - 2025 (г. Санкт-Петербург, ФГБОУ ВО «Санкт-Петербургский государственный университет») 16-20 апреля 2025 г.;

- IV Всероссийская научно-практическая конференция «Сжиженный природный газ: проблемы и перспективы» (г. Москва, ФГАОУ ВО «РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина») 07-08 ноября 2024 г.;

- VIII Региональная научно-техническая конференция, посвященная 100-летию профессора Ю.П. Желтова «Губкинский университет в решении вопросов нефтегазовой отрасли России» (г. Москва, ФГАОУ ВО «РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина») 07-11 октября 2024 г.;

- Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, ФГАОУ ВО «РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина») 25 апреля 2024 г.

Научные публикации

Основные научные положения работы изложены в 12 научных работах (общий объем 2,51 п.л., авторских 2,31 п.л.), из данных публикаций 4 (общий объем 1,01 п.л., авторских 0,84 п.л.) опубликованы в журналах, включенных в перечень ведущих рецензируемых научных журналов ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения, литературных источников (138 источников). Общий объем работы составляет 150 страниц, включая 28 рисунков, 11 таблиц.

ГЛАВА 1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И ПРАКТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ МЕЖДУНАРОДНОЙ МЕЖТОПЛИВНОЙ КОНКУРЕНЦИИ В УСЛОВИЯХ ФРАГМЕНТАЦИИ МИРОВЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЫНКОВ

1.1 Сущность, исторические этапы и ключевые факторы международной

межтопливной конкуренции

Конкуренция является ключевым элементом рынков с большим количеством участников, поскольку именно она определяет их взаимодействие и стремление занять лучшие позиции. Термин «конкуренция» имеет многовариантность определения.

Категория «конкуренция» занимает центральное место в современной экономической теории и практике, представляя собой сложное и многогранное явление, отражающее динамику рыночных взаимодействий и соперничество экономических субъектов за ограниченные ресурсы, предпочтения потребителей и выгодные рыночные позиции.

Теория конкуренции обрела значительный импульс для развития в ХХ столетии. В это время важнейший вклад в исследование конкуренции внесли такие ученые, как А.Смит, К. Маркс, А. Маршал, А. Шумпетер, Ф. Хайк, Д.М. Кейнс, Р. Коуз, Д. Робинсон и М. Портер.

Американский и австрийский экономист Й. Шумпетер дал следующие определение конкуренции соперничество старого с новым: новые товары, новые технологии, новые источники обеспечения потребностей, новые этапы организации [62].

М. Портер сформулировал концептуальные основы конкуренции в конце 70-х годов ХХ века. Он утверждал, что конкуренция важнейший элемент процветания и развития как компании, так и общества в целом, при этом участниками данного

явления можно назвать организации, которые занимаются производством и реализацией товаров, работ и услуг, но и потребители, и поставщики [2].

Таблица 1 содержит определения «конкуренции». Анализ работ зарубежных исследователей показывает, что до сих пор не существует общепринятого определения понятия «конкуренция».

Таблица 1 - Толкования термины «конкуренция» в разных научных трудах

№ Автор Определение

1 М. Портер Конкуренция - это динамичный процесс, который развивается, постоянно меняя ландшафт, где появляются новые продукты, новые способы маркетинга, новые производственные процессы и новые сегменты рынка

2 А. Смит Конкуренция - это процесс реакции на новую силу и способ достижения нового равновесия, сущностью которого является борьба конкурентов за относительные преимущества

3 К. Маркс Конкуренция, колебания рыночных цен, соответствующие колебаниям отношения между спросом и предложением, всегда стремятся свести к этой мере общее количество труда, затраченного на каждый вид товаров

4 А. Маршалл Конкуренция - это состязание любых субъектов рынка друг с другом при продаже или покупки чего-либо

5 А. Шумпетер Конкуренция — это непрерывно изменяющийся рыночный ландшафт с новыми технологиями, товарами и бизнес-процессами.

6 Д.М. Кейнс Конкуренция - это социально-экономическое явление, которое возможно регулировать с помощью встроенных стабилизаторов, представляющее собой процесс обмена (товарно-денежные отношения) между хозяйствующими субъектами

7 Ф.А. фон Хайк Конкуренция — это процесс открытий, посредством которого мы узнаем о фактах, которые иначе были бы неизвестны или не использованы1.

8 Р. Коуз Конкуренция — это процесс взаимодействия экономических агентов на рынке, в рамках которого происходит сравнение альтернативных способов организации производства и распределения ресурсов, а фирмы и рынки конкурируют между собой за эффективность, снижая издержки и повышая качество предоставляемых товаров и услуг.

1 В английском оригинале: «Competition is by its nature a discovery procedure by which we secure and communicate information, which, without competition, would remain unknown or unused»

Продолжение таблицы 1

№ Автор Определение

9 Д. Робинсон Конкуренция — это рыночная ситуация, при которой отдельные фирмы не могут существенно повлиять на цену реализуемых ими товаров, так что цена принимается каждым производителем как данная

Источник: составлено автором по данным из открытых источников [3, 16, 17, 40, 45, 49, 62, 71, 90].

В современных условиях глобального развития энергетической отрасли межтопливная конкуренция становится важнейшим экономическим явлением, которое определяет динамику и структуру топливно-энергетических балансов на национальном и мировом уровнях. Термин «межтопливная конкуренция» имеет множество определений.

Рассматривая широкий спектр трактовок конкуренции, следует подчеркнуть, что конкуренция в экономической системе не ограничивается взаимодействием фирм в рамках одного продуктового или товарного рынка. Существенное расширение категория конкуренции получает при анализе рынков ресурсов, где ключевое значение приобретает конкуренция за доступ к ограниченным экономическим благам, носителями которых выступают различные виды сырья и энергоносителей.

В энергетическом секторе особого значения достигает анализ специфических форм конкуренции, в том числе межтопливной. Данная разновидность конкуренции проявляется в конкурентном соперничестве между различными видами топлива -нефтью, природным газом, углем, атомной энергией, а в последние десятилетия и возобновляемыми источниками энергии, - которые в ряде областей экономики могут быть взаимозаменяемыми при производстве одного и того же конечного продукта или услуги. В отличие от классической ценовой конкуренции между фирмами, межтопливная конкуренция носит многоаспектный характер: она включает не только соперничество между компаниями-поставщиками той или иной энергии, но и конкуренцию между различными видами экономических ресурсов -энергоносителями, обладающими разными технологическими, ценовыми, инфраструктурными и экологическими характеристиками.

Таким образом, сущность межтопливной конкуренции определяется логикой выбора между альтернативными ресурсами в условиях ограниченности и дифференциации их свойств, издержек и эффектов использования. Такой подход позволяет рассматривать межтопливную конкуренцию как разновидность ресурсной конкуренции, в рамках которой происходит перераспределение спроса между различными энергетическими товарами в зависимости от их относительных преимуществ и условий потребления. При этом уровень и характер межтопливной конкуренции способны оказывать существенное влияние на формирование стратегий субъектов энергетического рынка, на экономическую эффективность функционирования отрасли и на стратегию долгосрочного развития национальных экономик.

В контексте данного анализа межтопливная конкуренция предстает как важнейший механизм оптимизации использования энергетических ресурсов, направленный на повышение гибкости и устойчивости энергосистем в условиях трансформации глобальных рынков. Ее исследование предоставляет научной и практической экономике широкий инструментарий для оценки перспектив развития энергетических рынков, повышения их эффективности и управления структурой энергетического баланса.

В связи с многоаспектностью и сложностью проявлений межтопливной конкуренции, в научной литературе сложился широкий спектр подходов к определению этой категории.

В классическом труде Р. Пиндайка межтопливная конкуренция определяется как возможность и степень, в которой различные виды топлива (энергоресурсы) могут заменять друг друга в промышленном секторе в ответ на изменения их относительных цен или других факторов2 [114]. Конкуренция энергоресурсов рассматривается с позиции эластичности замещения другими видами топлива, она показывает, насколько гибко энергопотребители могут переходить с одного энергоносителя на другой в зависимости от экономических и технологических

2 В английском оригинале: «Interfuel substitution refers to the extent to which different fuels can be substituted for each other in industrial energy use. It measures the responsiveness of fuel demand shares to changes in relative fuel prices»

условий. Пиндайк подчеркивает, что межтопливная конкуренция отражает возможности предприятий менять структуру энергопотребления, реагируя на относительные изменения цен различных видов топлива, однако эти возможности на практике зачастую ограничены в краткосрочной перспективе технологическими и инфраструктурными факторами [114]. В долгосрочной перспективе такая конкуренция и замещение становятся более выраженными.

Дж.М. Гриффин в труде «Inter-Fuel Substitution Possibilities: A Translog Application to Intercountry Data» определил межтопливную конкуренцию как способность конечных потребителей изменять структуру использования видов топлива в ответ на относительные изменения их цен [95]. Он акцентировал, что межтопливная конкуренция — это прежде всего рыночный механизм перераспределения долей между топливами, измеряемый эластичностями замещения.

К. Т. Джонс считал, что межтопливная конкуренция означает степень, в которой различные виды топлива могут заменяться друг другом в промышленном

" 3

секторе в ответ на изменения относительных цен и технологических возможностей3 [98].

Е. Стейнбук и Б. Нараян в своей работе дают следующие определение межтопливной конкуренции — это экономическая категория, характеризующая степень, с которой различные виды топлива (например, уголь, природный газ, нефтепродукты, электричество) могут замещать друг друга в процессе промышленного потребления энергии [121]. Также отмечается, что обычно она измеряется через эластичность спроса на один вид топлива по цене другого, а также через собственную эластичность по цене. Высокая межтопливная конкуренция говорит о возможности предприятий гибко реагировать на изменение цен или на вмешательство государства (налоги, субсидии) путем перехода с одного энергоносителя на другой.

3 В английском оригинале: «Interfuel substitution refers to the extent to which different fuels can be substituted for one another in response to relative price changes and technological possibilities within the industrial sector»

В российской экономической науке теоретическое осмысление межтопливной конкуренции остается недостаточно разработанным. Несмотря на отдельные работы, преимущественно посвященные эмпирическому анализу эластичностей замещения или ценовых эффектов, системные теоретико-методологические исследования межтопливной конкуренции в отечественной литературе носят эпизодический характер. Особенно значимым вкладом в развитие данной тематики являются работы Т. А. Митровой, в которых уделяется особое внимание теоретической интерпретации и прикладному анализу межтопливной конкуренции

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Митряйкина Анастасия Олеговна, 2026 год

Источник: [86]

Феномен «гриниума» ^геепшт) - отрицательной премии за риск для зеленых активов - стал реальностью долгового рынка. Компании, подтверждающие соответствие принципам ESG, получают доступ к более дешевому капиталу. Под этим колоссальным давлением финансового сектора произошла радикальная трансформация долгосрочных стратегий крупнейших энергетических корпораций. Нефтегазовые гиганты вынуждены диверсифицировать портфели активов, чтобы избежать риска превращения запасов ископаемого топлива в «блокированные активы». Примеры стратегических сдвигов показательны:

• Компания ВР имеет более 2200 ГВт ветровых мощностей в США, проинвестировала 200 млн долларов в 2017 году на приобретение 43% акций компании Lightsource (после ребрендинга Lightsource ВР), которая являлась крупнейшим производителем энергии на основе солнца в Европе [60].

• Royal Dutch Shell оценивает свои капиталовложения в зеленую энергетику в 1-2 млрд. долл. в год на 2019 год [60]. В компании разработана и реализуется стратегия «Новая энергия», которая охватывает несколько областей, включая электричество, ветер и солнечную энергию, зарядку электромобилей, а также инициативы по поощрению принятия водородных топливных элементов электрических транспортных средств.

• Компания Total планирует инвестировать 500 млн долл. в год в экологически чистые энергетические технологии. Total стремится стать мировым интегрированным лидером в области солнечной энергии. За последние 10 лет компания осуществила ряд стратегических инвестиций, которые включали 1,4 млрд долл. инвестиций на приобретение 60% акций в США солнечной фирмы Sun Power в 2011 г. [60].

Корпоративные трансформации подтверждаются физическими показателями ввода генерирующих мощностей. Статистика 2024 года демонстрирует беспрецедентный сдвиг: 92,5% всех новых энергообъектов, введенных в эксплуатацию в мире (585 ГВт), пришлось на возобновляемые источники энергии [4]. Это довело совокупную установленную мощность возобновляемой энергетики до 4448 ГВт, что фактически знаменует конец эпохи доминирования тепловой генерации в сегменте новых вводов [4].

Несмотря на глобальный характер трендов, региональная динамика энергоперехода остается крайне неравномерной. Различия в ресурсной базе, политических системах и уровне экономического развития обуславливают разнонаправленность треков декарбонизации в ключевых центрах мировой экономики.

В Соединенных Штатах Америки наблюдается острая межтопливная конкуренция, характеризующаяся рыночным дуализмом. С одной стороны, благодаря «сланцевой революции» страна остается крупнейшим производителем углеводородов, обеспечивая свою энергетическую безопасность и экспортный потенциал. С другой стороны, федеральные субсидии (в частности, в рамках Закона о снижении инфляции - IRA) стимулировали развитие низкоуглеродных секторов.

Согласно актуальным данным энергетического баланса за 2024 год, экономика США сохраняет выраженную зависимость от ископаемого топлива: нефть занимает доминирующее положение в структуре потребления (39%), за ней следует природный газ (35%). Уголь удерживает долю в 9%, уступив позиции атомной энергетике, которая обеспечивает 10% энергопотребностей страны. Возобновляемые источники энергии (ВИЭ) формируют 6% баланса, а гидроэнергетика - 1%, что свидетельствует о том, что процесс замещения традиционных энергоносителей носит эволюционный, а не скачкообразный характер (рисунок 8) [101].

Энергетчиский баланс США, 2024

■ Нефть «Газ «Уголь «Атом ■ Гидро ■ ВИЭ

Рисунок 8 - Энергетический баланс США, 2024 г.

Источник: [101]

Другая ситуация наблюдается в Китае, который реализовывает стратегию «двойного углерода». [138] Суть данной стратегии заключается в снижении экологической нагрузки при продолжении экономического роста. Несмотря на это, топливно-энергетический баланс Китая продолжает удерживать значительную долю угля, а именно 58% потребления приходится на данный углеводород, на втором месте нефть 20% и замыкает тройку газ с 10% от общего потребления (рисунок 9) [101]. Представленная структура обусловлена важнейшим приоритетом энергетической независимости и необходимости в развитии и поддержании промышленности. Уголь, будучи дешевым энергоресурсом гарантирует устойчивость энергетической системы и выступает социально-экономическим гарантом.

Однако КНР одновременно демонстрирует рекордные в мировом масштабе темпы ввода зеленых мощностей. Несмотря на то, что в текущем балансе доля новых возобновляемых источников составляет 6%, а гидроэнергетики - 3% (в совокупности уступая даже газу), динамика их роста показательна. Для Пекина развитие ВИЭ является не только экологической задачей, но и геоэкономическим инструментом снижения критической импортной зависимости от поставок углеводородов морским путем, учитывая, что атомная энергетика пока закрывает лишь 3% потребностей. Масштабные государственные инвестиции позволяют Китаю вводить около четверти всех мировых мощностей ВИЭ ежегодно, постепенно трансформируя структуру потребления.

Энергетический баланс Китая, 2024

ВИЭ

■ Нефть «Газ «Уголь «Атом ■ Гидро ■ ВИЭ

Рисунок 9 - Топливно-энергетический баланс КНГ за 2024 год Источник: [101]

Европейский союз показывает самую разнообразную структуру энергетического баланса, но при это, конечно, на анализе данных за 2024 год видно, что сохраняется высокая зависимость от углеводородных энергоносителей (рисунок 10) [101]. При том, что существует жесткий тренд на декарбонизацию именно нефть является основой топливно-энергетического баланса, на ее долю приходится 40%, второе место занимает природный газ с 24%, а углю удается удерживать планку в 11%

на уровне атомной энергетике (рисунок 12) [101]. Система торговли квотами (EU ETS) является серьезным стимулирующим фактором для энергетического перехода, но несмотря на это доля ВИЭ остается на уровне 10%, а гидроэнергетика на уровне 3%.

Таким образом, суммарная доля низкоуглеродной генерации (ВИЭ, ГЭС и АЭС) достигает четверти баланса. Европа остается крупным нетто-импортером нефти и газа, что при их суммарной доле в 64% делает экономику региона крайне чувствительной к ценовой волатильности и внешним шокам предложения.

Энергетический баланс Европы, 2024

Газ

24%

■ Нефть «Газ «Уголь «Атом ■ Гидро ■ ВИЭ

Рисунок 10 - Энергетический баланс ЕС 2024 г.

Источник: [101]

Линейный, идеализированный сценарий «зеленого перехода», который предполагал плавное замещение ископаемого топлива возобновляемыми источниками, подвергся серьезной коррекции в период структурного кризиса 20222023 годов. Энергетический шок был вызван эффектом постпандемийного восстановления спроса и резким обострением геополитической напряженности, приведшим к разрыву устоявшихся логистических и торговых связей. Критическим фактором для европейского и мирового рынка стало резкое, шоковое сокращение поставок трубопроводного газа из России в страны Европейского Союза (рисунок 11).

о о. н

ф

г

5 100 *

о ф

7

ю

2021 2022 2023 2024

Рисунок 11 - Экспорт российского газа в ЕС

Источник: [117]

Европейский союз столкнулся со сложной задачей - вынужденной перестройкой энергетическом системы. Ожидалось восстановление спроса на уголь, но данные за 2022-2024 года демонстрируют, что угольная генерации снижается. Данное явление только подчеркивает уровень, на котором находится трансформации энергетического сектора [101].

Сложившийся дисбаланс компенсировали при помощи комплексного подхода, в котором уровень энергоперехода оказался важнее дополнительный объемов ископаемого топлива. Анализ данных за 2022-2024 года (рисунок 12) показывает, что произошел спад в электрогенерации на газу примерно на 20%, а освободившийся объемом был замещен за счет двух факторов: рекордного роста ВИЭ, выработка которых превысила 1200 условных единиц и стала абсолютно доминирующим источником в энергобалансе, а также существенного восстановления гидрогенерации (рост с ~560 до ~700 единиц). Таким образом, замещение углеводородов происходит исключительно за счет низкоуглеродных источников при стабилизации атомного сектора.

Производство электроэнергии по источникам

в ЕС

1400 -

Нефть Газ Уголь Атом Гидро ВИЭ Другое

■ 2022 и2023 И2024

Рисунок 12 - Производство электроэнергии по источникам в ЕС Источник: составлено автором на основе открытых данных [100, 101]

Конечно, полностью избежать возврата к углю в начале кризисе не удалось. Отметим, что всплеск произошел в Германии, так как была необходимость в балансировки сети. Рост электрогенерации на угле составил 8% в 2022 году. Данное явление подтвердило, что традиционные энергоносители являются стабилизующим фактором, который может выступать гарантом в энергетической безопасность в «остром» моменте.

Изменениям на рынке газа и освободившимся объемы газа на Европейском рынке сподвигли США увеличить свои мощности по сжижению газа, что позволило стать им мировым лидером по экспорту СПГ. Объем поставок американского газа в Европу и Азию составил порядка 87 млн тонн в 2023 году (рисунок 13) [131].

100 №

# / / # # / ^ # ,-г

Рисунок 13 - Объем экспорта СПГ из США

Источник:[113]

При нестабильных ценах на энергоресурсы и давлении инфляции можно наблюдать явление, которое назвали как «адекватизация климата». Данное понятие показывает, что экологические стандарты могут смягчаться, а интерес инвестиций в углеводородные проекты, которые признаются необходимыми для переходного топлива, напротив расти.

Показательным индикатором смены настроений стал рост глобальных инвестиций в сектор геологоразведки и добычи нефти и газа, достигший 570 млрд долларов в 2023 году. Пролонгация сроков эксплуатации угольных станций в ряде стран Европы (например, в Германии), ранее планируемых к закрытию, регуляторные послабления в США (в отношении выбросов метана) и стимулирование внутренней добычи угля в Китае свидетельствуют о переходе от идеалистической концепции быстрого замещения к гибридной модели развития энергосистем. Страны «глобального Юга» все чаще заявляют о необходимости приоритета доступности энергии над экологическими ограничениями.

Комплексный анализ трансформации глобальных энергобалансов позволяет сделать вывод, что механизмы межтопливной конкуренции необратимо изменились, приобретя институционально-регулируемый характер. Рынок перестал быть свободным в классическом понимании - он жестко направляется климатическими

обязательствами и ESG-стандартами. Однако события начала 2020-х годов выявили эффект «петли отката»: кризисные явления в экономике и геополитике способны временно возвращать конкурентные преимущества ископаемому топливу. Формирующаяся парадигма мировой энергетики базируется не на линейном замещении одних источников другими, а на сложной диверсификации. В этой новой реальности успех национальной энергетической политики зависит от способности государства филигранно балансировать на стыке «энергетической трилеммы»: выполнения климатических обязательств, обеспечения экономической доступности энергии и гарантий физической энергетической безопасности. Будущее принадлежит гибридным системам, сочетающим возобновляемую генерацию с высокоэффективными традиционными мощностями, играющими роль страховочного механизма, что делает переход к низкоуглеродной экономике нелинейным, циклическим, но стратегически неизбежным процессом.

Рассмотрение того, как мировая энергетическая система меняется под влиянием энергоперехода и низкоуглеродной повестки, позволяет выделить несколько ключевых выводов.

Во-первых, показано, что текущий энергопереход уже не сводится к экологической инициативе: он оформился в устойчивую институционально-экономическую рамку. Движущей силой здесь выступает не столько дефицит ресурсов, сколько сложившаяся глобальная архитектура климатического регулирования, усиленная перераспределением финансовых потоков через механизмы ESG и таксономию «зеленых» активов. В таких условиях развитие углеродоемких отраслей все чаще теряет экономический смысл из-за удорожания капитала, что в долгосрочном горизонте закрепляет декарбонизацию как трудно обратимый тренд.

Во-вторых, анализ региональных энергобалансов (США, Китай, ЕС) выявил отказ от линейной модели замещения ископаемого топлива в пользу сложной гибридной диверсификации. Кризисные явления начала 2020-х годов продемонстрировали уязвимость форсированного отказа от традиционной генерации без создания надежных резервных мощностей. В результате наблюдается сдвиг от

идеалистической климатической политики к стратегии «климатического прагматизма», где ископаемые виды топлива (прежде всего газ и в меньшей степени уголь) сохраняют функцию гаранта физической безопасности энергосистем, переходя из категории базовой нагрузки в категорию балансирующих мощностей.

В-третьих, формируется новая модель межтопливной конкуренции, в которой доминирование определяется не только ценовыми факторами, но и способностью энергоносителя решать уравнение «энергетической трилеммы»: обеспечивать одновременно экологическую устойчивость, экономическую доступность и безопасность поставок. Устойчивость будущей мировой энергосистемы будет зависеть от интеграции возобновляемых источников энергии, занимающих основную долю в выработке, с высокотехнологичными традиционными секторами, обеспечивающими инерцию и стабильность сети. Таким образом, глобальный энергопереход следует рассматривать не как отказ от углеводородов, а как технологическую эволюцию их использования в условиях жестких климатических ограничений.

1.3 Особенности современной энергетической политики ведущих стран

мира и их воздействие на глобальную межтопливную конкуренцию

Энергетическая политика Соединенных Штатов Америки и ряда других развитых стран в последние десятилетия демонстрирует ярко выраженную ориентацию на обеспечение национальной безопасности, устойчивость экономики и диверсификацию топливно-энергетического баланса. В противовес популярному утверждению о безусловной доминации возобновляемых источников энергии, государственная энергетическая стратегия опирается на более сложную картину межтопливной конкуренции, где нефть, природный газ, уголь и ядерная энергетика продолжают играть значимую, а во многих случаях - и приоритетную роль.

Энергетический ландшафт США сталкивается с этапом глубокой институциональной реструктуризации, вызванной резким пересмотром приоритетов федеральной энергетической политики новой администрацией.

В первые сутки после инаугурации президент Трамп подписал 46 президентских указов и иных актов, из которых как минимум шесть оказывали немедленное влияние на энергосектор [128]. Наиболее заметным шагом стал декрет о введении «национальной энергетической чрезвычайной ситуации», который позволяет федеральным агентствам ускорять выдачу разрешений и согласований для проектов в сфере добычи и экспорта традиционных энергоресурсов - нефти, газа, угля и урана. Показательно, что в рамках новых актов к «энергетике» больше не относят ветровую и солнечную генерацию, а также аккумуляторные технологии. Такое разграничение закрепляет стратегический сдвиг на уровне институтов и правового регулирования.

Не менее существенным выглядит мораторий на выдачу новых лицензий для ветроэнергетических проектов - как офшорных, так и наземных - на федеральных землях и в федеральных акваториях, а также временная приостановка продления части ранее выданных разрешений. Формальным основанием стала инициированная администрацией ревизия экономических и экологических параметров ветровой генерации. По масштабу и логике это решение выглядит нетипичным для федеральной энергетической политики США последних десятилетий и указывает на изменение приоритетов в отношении ВИЭ.

Дополнительным сигналом разворота стал повторный выход США из Парижского соглашения по климату и ослабление ряда климатических ограничений. Теоретически это может сократить транзакционные издержки в добыче и переработке ископаемого топлива и расширить пространство для проектов традиционной энергетики.

Ключевым следствием данного политического поворота становится стратегическое форсирование добычи и экспорта углеводородов. Важной и принципиально новой чертой современной энергетической политики Соединенных Штатов является оформление энергопротекционизма как приоритетной стратегии

обеспечения глобального лидерства. На смену традиционной логике свободной конкуренции и даже умеренного сотрудничества все заметнее приходит институционально закрепленная политика экономического национализма и протекционизма в энергетической сфере. Если в предшествующие десятилетия США выступали как равноправный участник глобальных рынков и инициатор либерализации торгово-энергетических режимов, то в нынешний период акцент сделан на стратегическом контроле над ключевыми сегментами мировой энергетики - прежде всего рынками нефти, сжиженного природного газа, минерального сырья и высокотехнологичной продукции для чистой энергетики. Данные процессы сопровождаются инструментами прямого и косвенного воздействия: экспортно-логистическим регулированием, введением стимулирующей или дискриминирующей тарифной политики, ограничением технологического трансфера, поддержкой национальных производителей и даже экстерриториальными санкционными механизмами по отношению к конкурентам или союзникам. В свою очередь, прослеживается курс на снижение внешней конкуренции и удержание (а при возможности - расширение) собственной экспортной доли. Это проявляется не только в административной поддержке разведки и добычи углеводородов, но и в инициативах по перестройке глобальных цепочек поставок, а также в политике «премиализации» американских энергоносителей - прежде всего СПГ для рынков Европы и Азии. Подобная траектория укладывается в более широкий процесс фрагментации мировых рынков: Соединенные Штаты стремятся превратить энергетику из одного из инструментов международной конкуренции в опору экономического и геополитического доминирования. В этом контексте энергопротекционизм выглядит не столько ситуативной реакцией на внешние вызовы, сколько долгосрочной стратегией, направленной на институциональное закрепление лидерства США на глобальном энергетическом рынке в XXI веке.

Отдельное внимание уделяется наращиванию добычи нефти, газа и минеральных ресурсов на Аляске, включая запуск проектов в пределах ANWR, а также снятию административных ограничений, которые сдерживали развитие американской СПГ индустрии. В частности, отменен запрет на согласование и

строительство новых экспортных СПГ терминалов, что, по данным EIA, создает условия для увеличения экспорта газа к 2027 году до уровня выше 16 млрд куб. футов в сутки [128].

В угольной генерации просматривается институциональный разворот. Отмена прежних ограничений может замедлить вывод мощностей и создать предпосылки для возврата части производственных активов, которые ранее были законсервированы либо переведены в статус planned retirement в логике выполнения Clean Power Plan и стандартов EPA New Source Performance Standards.

Новая политика заметно корректирует инвестиционные модели и конфигурацию сегментов энергетического рынка. Показательной выглядит инициатива по пересмотру или отмене ряда мер поддержки возобновляемой энергетики, прежде всего положений Inflation Reduction Act (IRA) [128]. Хотя в деловой среде активно обсуждается риск отмены IRA, аналитики Morgan Stanley считают полный демонтаж маловероятным, при этом вероятны отсрочки выплат и более адресная оптимизация, включая ускоренное завершение отдельных налоговых льгот и перераспределение бюджетных ассигнований. Подобная неопределенность повышает регуляторные и рыночные риски для участников ВИЭ, тогда как относительная устойчивость ПНЛ по ядерным проектам в целом сохраняется за счет сохранения Production Tax Credit (PTC) для атомной генерации и устойчивого двупартийного консенсуса в пользу развития чистой атомной энергетики. В качестве примера можно указать закон ADVANCE Act, поддержанный 88 голосами в Сенате, который закрепляет ускоренные разрешительные процедуры для малых модульных реакторов (SMR) и тем самым усиливает институциональные гарантии для отраслевых инвесторов.

Для газовой подотрасли ключевым шагом стало возобновление выдачи новых экспортных лицензий для СПГ терминалов (рисунок 1 4). Данное решение формирует долгосрочную траекторию роста на фоне увеличения мирового спроса на американский газ, прежде всего со стороны ЕС и стран Азии.

Экспортные объекты сжиженного природного газа в Северной Америке: действующие и строящиеся (2016-2028)

Сидар СПГ

СПГ-терминалы

Действующие

• Мексика

• США

Строящиеся

• Канада

• Мексика

• США

Производственная

.• СПГ Канада

. Вудфайбр СПГ

е\а*

Канада

США

Энергия Коста-Асуль СПГ

• Коув-Пойнт

• Элба-Айленд Плакеминс

Фрипорт( с

мощность (млрд куб. Корпус-Кристи, этап "■ ^ футов в сутки)

■ менее 0,6 ^ .

Фаст СПГ Альтамира . •• Фаст СПГ Альтамира

'Корпус-Кристи, ' Рио-Гранде СПГ

0,6-1,5

• 1,6-2,5 2,5 и более

Мексика

Порт-Артур Голден-Пасс '

1 Фрипорт

• Камерон

*

Сабин- Калказью-Пасс Пасс

Рисунок 14 - Карта СПГ-проектов в Северной Америке

Источник: [57]

Дополнительно вероятен пересмотр стандартов выбросов парниковых газов для новых и действующих теплоэлектростанций. Такой шаг способен сместить топливный баланс энергосистемы в пользу газа и продлить газовую волну как переходный источник в электроэнергетике.

Также следует помнить, что администрация планирует использовать тарифные меры на импорт готовой продукции и технологий, что повысит конкурентоспособность отечественных производителей, но потенциально усилит ценовое давление на потребителей и усложнит цепочки поставок (особенно в сегменте зеленой энергетики, где примерно 80% солнечных модулей и комплектующих импортируются из Азии).

В целом, складывается институциональная парадигма, базирующаяся на ускоренной эксплуатации традиционных энергетических ресурсов, институционально закрепленном притеснении отдельных видов возобновляемой энергетики, и корректировке стимулов на уровне федеральных расходов и налогов. Ожидаемые последствия - увеличение доли ископаемого топлива в энергобалансе США, уделение особого внимания экспорту газа и нефти, латентное повышение инвестиционных рисков для солнечной и ветровой генерации, а в ряде случаев -

краткосрочный рост конкурентоспособности американской экономики за счет удешевления внутренней энергии и стимулирования производства энергоемких товаров.

С учетом ухода США из Парижского соглашения, ослабления регуляторного пресса и форсированного продвижения углеводородов, структурная неопределенность и волатильность в сегменте «зеленых» технологий будут только нарастать, что требует от компаний отраслевого и институционального хеджирования, а от государства - балансировки между социально-экономическими и внешнеполитическими издержками.

Современная энергетическая политика Европейского союза характеризуется системной эволюцией под воздействием как эндогенных (стратегические цели декарбонизации, интеграции рынков, обеспечения устойчивости), так и экзогенных факторов - прежде всего, эскалации геополитической напряженности после начала специальной военной операции (СВО) России в Украине, а также нарастающей неопределенности во внешнеэкономических отношениях с ключевыми партнерами, в особенности с Соединенными Штатами Америки на фоне возможного возвращения администрации Дональда Трампа и усиления энергопротекционизма.

Энергетическая политика Европейского союза, являясь областью совместной компетенции, встроено в правовое поле с учетом положений статьи 194 Договора о функционировании ЕС, где отражены основные принципы: обеспечение устойчивости и безопасности поставок, развитие внутреннего энергетического рынка, энергоэффективности, а также декарбонизации. В качестве нормативного каркаса, на сегодняшний день, ключевую роль играют стратегии «Энергетического союза», пакет «Fit for 55» и программа REPowerEU, разработанная экстренно для минимизации зависимости от российских энергоносителей и ускоренной диверсификации поставок.

Детальный анализ данных документов показывает, что трансформация европейской энергетической политики выходит далеко за рамки технологических и инфраструктурных изменений. В центре внимания оказываются социально-экономические эффекты, качество институтов, управленческие механизмы и

цифровое измерение модернизации энергетического сектора. Все более очевидным становится, что дальнейший прогресс требует не просто внедрения новых технологий или корректировки регуляторных норм, но кардинального пересмотра подходов к формированию, мониторингу и оценке эффективности энергетической политики.

В связи с этим неизбежно встает вопрос рассмотрения факторов, определяющих трансформацию энергетической доктрины, их специфики и роли в обеспечении динамичной адаптации Европейского Союза к новым вызовам и возможностям.

Специальная военная операция России в Украине и связанный с ней энергетический шок спровоцировали не только глубокий пересмотр экспортно-импортной политики ЕС, но и ускорили переход к новому парадигмальному циклу в системе межтопливной конкуренции. До 2022 года существенную долю энергопотребления в ЕС обеспечивали российские нефть, газ и уголь, формируя объективную уязвимость в условиях политических кризисов. Реализация стратегий REPowerEU, акцентирующей полный отказ от российских углеводородов (рисунок 15). Вместе с тем представляется принципиально важным подчеркнуть, что решение европейских властей о полном отказе от импорта российских энергоресурсов имело в своей основе не экономическую, а сугубо политическую природу. Провозглашенная под эгидой «энергетической независимости» и безопасности, данная мера фактически привела к существенным экономическим издержкам: резкому повышению стоимости энергоносителей, росту ценовой волатильности на внутреннем рынке и необходимости масштабного субсидирования не только энергопотребителей, но и новых инфраструктурных проектов. Рациональные экономические расчеты и сценарные оценки, как свидетельствуют исследования европейских аналитических центров, не предусматривали столь жесткой и тотальной диверсификации в столь сжатые сроки, главным образом из-за отсутствия сопоставимых альтернатив и рисков длительного периода адаптации. Таким образом, отказ от российского импорта следует квалифицировать как реакцию политического характера, при которой экономическая целесообразность была в значительной степени принесена в жертву идеологическим и конъюнктурным приоритетам внешней политики ЕС.

Предложение:

снижение зависимости от России

Рост инвестиций в возобновляемые источники энергии

Европейская «зеленая» сделка

Рисунок 15- Избавление от российского ископаемого топлива Источник: [109]

Данная стратегия институализировала ускоренный переход к развитию инфраструктуры сжиженного природного газа (СПГ), росту поставок из США, Катара, Норвегии и африканских стран, а также крупнейшее в истории ЕС инвестирование в возобновляемую энергетику (рисунок 16).

Рисунок 16 - Импорт СПГ в Европу по странам, млрд куб.м Источник: [126]

В свете ужесточения внешних условий, основополагающими остаются цели декарбонизации (увеличение доли ВИЭ к 2030 г. до 42,5-45%), а также энергетическая эффективность (цель снижения первичного и конечного потребления энергии на 11,7%). Регуляторный инструментарий включает новые директивы по

развитию ВИЭ (Directive (EU) 2018/2001) [76], энергоэффективности (Directive (EU) 2023/1791) [77], рыночные реформы (Electricity Market Design Reform) [80], а также обязательные национальные энергетико-климатические планы. В условиях роста тарифного и административного давления со стороны США и других третьих стран в ответ на собственную систему субсидий (например, Inflation Reduction Act) [93], ЕС активизирует политику внутренней защиты: внедряется трансграничное углеродное регулирование (CBAM), ужесточаются требования к производству, сертификации и экспорту энергоемкой продукции.

Межтопливная конкуренция становится институционально организованным процессом: на фоне волатильности рынка газа ускоряется субституция на нефть, электроэнергию, биотопливо, водород, причем поддержка приоритетно отдается низкоуглеродным и возобновляемым источникам. Особый приоритет получают инвестиции в хранение энергии, развитие аккумуляторных технологий, цифровизацию сетей и повышение степени инкорпорирования «гибких» источников (офшорная ветроэнергетика, биоэнергетика, малый атом).

Угроза администрации Трампа и анонсированный пересмотр договорных обязательств по Парижскому соглашению формируют сценарий усиления внешнего протекционизма и возможных тарифных войн - как в отношении европейского импорта энергетического оборудования, так и в стимулировании экспорта американского СПГ на рынок ЕС. В этих условия актуализируются интеграция внутреннего энергорынка ЕС, развитие совместных закупочных платформ (EU Energy Platform), расширение газовых и электроэнергетических интерконнекторов, формирование стратегических резервов.

С учетом изложенного можно констатировать институциональное закрепление новой модели энергетической политики: немедленная реакция на внешние шоки трансформируется в долгосрочную стратегию формирования автономной, декарбонизированной энергосистемы, где геополитические и рыночные риски компенсируются диверсификацией, ускоренной интеграцией ВИЭ, развитием критической инфраструктуры хранения и передачи энергии, а также созданием единого цифрового базиса для управления спросом.

Однако характер этих процессов выявляет важное противоречие в реализации провозглашенного «энергетического суверенитета» ЕС. Формальный отказ от российского трубопроводного газа после 2022 года сопровождался резким увеличением импорта сжиженного природного газа из США. Несмотря на политическую риторику о диверсификации и независимости, на практике энергетическая система ЕС оказалась в положении новой зависимости - теперь уже от американских поставок, существенная часть которых дороже российского газа как по текущей стоимости, так и с учетом инфраструктурных и логистических издержек. В результате возникает достаточно парадоксальная ситуация: под лозунгами энергобезопасности и суверенитета происходит переформатирование европейского рынка с сохранением всех структурных рисков, но с изменением вектора, определяющего внешние обязательства и степень воздействия на европейский энергетический баланс. Такой процесс нельзя рассматривать исключительно как осуществление стратегического суверенитета, поскольку модель ценообразования и структура импортозависимости ЕС теперь во многом диктуются внеевропейскими акторами, главным образом Соединенными Штатами.

В этом контексте межтопливная конкуренция начинает выступать стратегическим инструментом не только рыночной самоорганизации, но и политико-экономического управления: административные, тарифные и инновационные стимулы перераспределяют ресурсы в пользу низкоуглеродных, гибких и инновационных энергетических решений, минимизируя уязвимости, обусловленные внешним давлением и непредсказуемостью мировой конъюнктуры.

Эволюция энергетической политики ЕС после 2022 года обусловлена не только логикой «зеленого перехода», но и необходимостью выстраивания многоуровневой защиты суверенитета и конкурентоспособности внутреннего рынка в условиях нарастания межтопливной конкуренции, корректировки внешних торговых режимов и оперативного реагирования на трансформацию глобальных факторов риска, сопряженных с ужесточением тарифных и политико-экономических барьеров.

В то время как Европейский союз консолидирует свою энергетическую стратегию вокруг декарбонизации, децентрализации и общественного вовлечения,

Китай реализует собственную модель энергетической политики, отвечающую уникальным национальным вызовам и глобальным амбициям, а именно выстраивает энергостратегию как сочетание двух параллельных подход: ускоренного развития и внедрения возобновляемых источников энергии и продолжения модернизацией базовой энергетической инфраструктуры. КНР хочет закрепить позицию лидера в мировом энергопереходе, поэтому активно задействует административные, финансовые и технологические инструменты.

Перед анализом энергетический политики Китая необходимо уточнить, что при разных подходах, задачи у ЕС и Китая совпадают, а именно: повышение устойчивости энергосистем и улучшению эффективности. Однако масштабы, скорость и структурная конфигурация этих преобразований принципиально различаются.

В рамках сравнительного рассмотрения подходов ЕС и Китая следует отметить, что в последние годы КНР демонстрирует системную эволюцию стратегии энергоперехода. Акцент постепенно смещается от преимущественного наращивания установленной мощности ВИЭ к целенаправленному стимулированию именно возобновляемого энергопотребления: углубляется интеграция «зеленой» энергии в промышленность, транспорт, сельское хозяйство и сферу услуг, ускоряется электрификация и адаптация сетевой инфраструктуры. Данные изменения становятся наиболее важными на фоне обострения тарифных конфликтов и межтопливной конкуренции. Конечно, особую роль также сыграла позиция США по высокотехнологичному экспорту из Китая и введение новых тарифных ограничений.

Существующий план по возобновляемой энергетике значительно увеличивает границы в подходе к развитию ВИЭ [138]. Данный план рассчитан на создание постоянного и системного спроса на ВИЭ. Достигнуть такую цель можно следующим путем: модернизировать инфраструктуру, внедрить «зеленые» технологии в производственные процессы и, конечно, создать дополнительные стимулы для потребителя. Заявлена цель: достичь объема энергопотребления от ВИЭ в 1 млрд тонн условного топлива к 2025 году, а к 2030 году уровень должен быть в 5 млрд тонн. Эти параметры отражают стремление Китая не только наращивать масштабы

декарбонизации, но и структурировать внутренний рынок в условиях усиливающейся межтопливной конкуренции.

В условиях ужесточения внешних торговых режимов (то есть обложение компонентной продукции «зеленой» промышленности дополнительными пошлинами на западных рынках), стратегия Китая - активное инвестирование в инфраструктуру, интенсивное развитие спроса внутри страны, фокус на промышленном секторе (переход металлургии, петрохимии, строительных материалов на зеленую энергетику и низкоуглеродный водород), масштабное внедрение ВИЭ в транспорт и городской инфраструктуре - служат как инструментом повышения национальной энергетической безопасности и диверсификации импорта, так и механизмом экспортного давления на развивающиеся рынки (особенно в рамках инициативы «Один пояс - один путь»).

Китай стремится не только оставаться мировым лидером в производстве солнечных панелей, ветроэнергетического и аккумуляторного оборудования, но и формировать самостоятельную архитектуру поставок и технологических стандартов, снижая уязвимость к внешнему регулированию, тарифным ограничениям и изменениям тарифно-технической политики развитых стран. Параллельно происходит экспансия наращивания внутренних мощностей хранения энергии (гидроаккумулирующие станции, современные батареи), что обеспечивает гибкость и конкурентоспособность на фоне роста спотовых и пиковых цен на традиционные виды топлива на мировых рынках.

Энергетическая стратегия Китая объединяет в себе экономический суверенитет и намерения стать глобальным лидером при формировании рынка и стандартов ВИЭ. При этом КНР реализует ряд мер, а именно: льготы для «чистых» отраслей, масштабные проекты по промышленной электрификации, развитие торговых платформ «зеленой» энергии, гибкое регулирование (зеленые сертификаты, ценовые надбавки, доступ к инфраструктуре), поддержка экспорта и инвестиции в сырьевую логистику для аккумуляторной отрасли - которые способствуют формированию устойчивой модели к нестабильности мирового рынка.

По мимо выше сказанного Китае минимизирует технологические и экономические барьеры для развития ВИЭ, такие как: ставка на R&D, вертикальная интеграция цепочек создания стоимости и развитие крупных промышленных кластеров, что позволило ему обеспечить конкурентные преимущества по соотношению «цена-качество» в солнечной энергетике, аккумуляторах и ветроэнергетике. Но ограничения на поставки высокотехнологичных компонентов и усиливающегося давления со стороны США и ЕС в контексте «декарбонизации» торговых потоков - усиливают напряженность на глобальном рынке, поэтому китайской модели приходится балансировать между стимулированием внутреннего спроса и расширением присутствия на новых, прежде всего развивающихся, направлениях.

Приоритетной задачей для Китая в условиях нарастания тарифного давления и ответных мер, становится повешение гибкости энергетической системы, для достижения задах необходимо без отказа от угля, как от страховки к различным рискам КНР обуславливает переход к ВИЭ через управление спросом, гибкие тарифные механизмы и модернизацию транспортных и производственных цепочек.

Делая вывод, можно сказать, что энергетическая стратегия Китая демонстрирует переход от экстенсивной к более интенсивной модели развития, а межтопливная конкуренция выступает здесь не только как инструмент внутренней структурной трансформации, но и как рычаг внешнего влияния, позволяющим укреплять позиции и адаптироваться в условиях торгово-технологических конфликтов на глобальном уровне. По состоянию на 2023 год структура первичного энергопотребления Китая складывается следующим образом: доля угля составляет 54% в структуре энергобаланса, нефти - около 19%, природного газа - примерно 9%, тогда как на источники возобновляемой энергетики (главным образом гидроэнергетику, а также ветряную и солнечную энергетику) вместе с атомной энергетикой приходится 18% от совокупного энергопотребления страны [100].

Данное соотношение свидетельствует об остром противоречии в реализации национальной энергетической стратегии КНР. С одной стороны, темпы развития ВИЭ остаются одними из самых высоких в мире, что соответствует заявленным целям по

снижению углеродного следа и декарбонизации. Однако реальная база энергопотребления страны продолжает фундаментально опираться на традиционные углеводородные ресурсы, прежде всего уголь и нефть. Структурная зависимость от ископаемого топлива предопределяется необходимостью устойчивого обеспечения энергией стремительного промышленного роста, сохранения конкурентоспособности производства и удержания позиций глобального технологического лидера. В условиях текущих технологических ограничений и рисков недообеспечения энергией сознательное и значительное снижение потребления углеводородов стало бы препятствием для КНР в достижении глобального лидерства в приоритетных секторах экономики.

В современных условиях энергетическая политика ведущих экономик все меньше укладывается в линейные сценарии, предполагающие безусловное доминирование одного источника энергии. И в США, и в ЕС, и в Китае ключевым фактором становятся конкурентные процессы между различными видами топлива, которые во многом определяют темпы, приоритеты и логику корректировки энергостратегий.

Для Соединенных Штатов институциональные изменения последнего года означают усиление роли традиционных энергоносителей - нефти, газа и угля. Политический курс сосредоточен на снижении административных барьеров, ускорении согласовательных процедур и стимулировании экспорта, что позволяет одновременно укреплять энергетическую автономию и наращивать присутствие на внешних рынках. При этом разворот в сторону преимущественной поддержки углеводородных проектов и пересмотр стимулов для ВИЭ следует трактовать не только как реакцию на текущую политическую конъюнктуру, но и как проявление прагматичного подхода к межтопливной конкуренции. При данном подходе особая роль отдается природному газу, потому что он более гибкий и экспортноориентированный ресурс, благодаря чему повысится устойчивость топливно-энергетического баланса, в этой конфигурации особое значение приобретает природный газ: он выступает наиболее гибким и экспортноориентированным ресурсом, повышая устойчивость энергетического

баланса и создавая дополнительные источники дохода в условиях обострения глобальной конкуренции.

Европейский союз вынужден ускоренно перестроивать топливно-энергетического баланса. Обусловлено это внешнеполитическими шоками и стратегическим курсом на снижение зависимости от российских поставок, что усилило давление на инфраструктуру, механизмы регулирования и темпы внедрения альтернативных источников. Принятая стратегия основана на многоступенчатом усилении диверсификации импорта, трансформации инфраструктуры и одновременном стимулировании долгосрочной конкуренции между нефтью, газом, электроэнергией и альтернативными ресурсами, минимизируя уязвимости и укрепляя суверенитет внутреннего рынка. Китай демонстрирует еще одну модель, где межтопливная конкуренция становится опорой для гибкой адаптации системы к внешним шокам, неопределенности мировой конъюнктуры и ужесточению торгового режима. Использование широкого набора топливных ресурсов в сочетании с модернизацией мощностей, внедрением цифровых технологий, развитием внутреннего спроса и экспорта позволяет Китаю минимизировать риски чрезмерной зависимости от одного энергоресурса. Принципиальной особенностью китайского подхода выступает интеграция новых топливно-энергетических технологий в традиционный сектор с целью сохранения маневренности и повышения стойкости национальной экономики.

Для эмпирической верификации выявленных макроэкономических тенденций и оценки реального воздействия государственных стратегий на рынок целесообразно обратиться к отраслевому уровню. В качестве ключевого примера для анализа выбран сектор центров обработки данных (ЦОД) и инфраструктуры искусственного интеллекта. Именно в этой, наиболее энергоемкой и динамично растущей отрасли современной экономики, фокусируются все описанные выше противоречия глобальной энергополитики. Специфика энергопотребления цифровой индустрии выступает своего рода стресс-тестом для национальных энергосистем, наглядно вскрывая разрыв между декларативными целями «зеленого перехода» и физической

необходимостью в надежной диспетчеризируемой мощности, что позволяет проследить трансформацию межтопливной конкуренции в «полевых» условиях.

Развитие индустрии данных, искусственного интеллекта (ИИ) и криптовалют находится на стадии, сравнимой с «Кембрийским взрывом». Виртуальная экономика, несмотря на свою нематериальную природу, обладает значительным физическим следом. Прогнозы Международного валютного фонда (МВФ) указывают, что к 2030 году потребление электроэнергии глобальными ЦОДами, управляемыми ИИ, может достигнуть 1500 ТВтч, что сопоставимо с текущим совокупным энергопотреблением Индии - третьей по величине энергосистемы мира. Этот спрос в 1,5 раза превышает ожидаемые потребности сектора электромобилей (ЕУ) [82].

В современном цифровом ландшафте география размещения центров обработки данных (ЦОД) определяется не столько суверенитетом данных, сколько доступностью земельных ресурсов и электроэнергии по конкурентным ценам. На сегодняшний день США, Европа и Китай аккумулируют около 85% мирового потребления электроэнергии центрами обработки данных, формируя глобальную карту цифрового энергопотребления.

США остаются доминирующим игроком и крупнейшим потребителем энергии в сегменте. В период с 2015 по 2024 год потребление электроэнергии американскими ЦОДами росло в среднем на 12% ежегодно. По состоянию на 2024 год, на долю ЦОД приходилось более 4% от общего энергопотребления страны [82].

Особое место занимает штат Вирджиния, являющийся мировым хабом концентрации данных. Этот регион демонстрирует высокую зависимость от традиционных источников энергии: 57% генерации поступает от природного газа, 30% - от атомной энергетики. Прогнозируется, что к 2030 году именно в США произойдет наибольший абсолютный прирост потребления со стороны дата-центров. По оценкам МВФ, это приведет к росту цен на электроэнергию на 8,6% в связи с острой необходимостью инвестиций в новую генерацию и модернизацию сетевой инфраструктуры [124].

В свою очередь, Китай демонстрирует агрессивную динамику развития сектора. С 2015 по 2024 год спрос на электроэнергию со стороны ЦОД рос на 15%

ежегодно, что вдвое превышает темпы роста в предыдущем десятилетии. На данный момент ЦОДы Китая потребляют около 100 ТВтч электроэнергии, что эквивалентно потреблению всего парка электромобилей в стране.

Доля центров обработки данных в национальном энергобалансе КНР составляет 1,1%. Согласно данным Международного энергетического агентства (МЭА), с 2015 года потребление в этом секторе выросло на 20%. В перспективе до 2030 года ожидается рост цен на электроэнергию на 5,3% под давлением увеличивающегося спроса [82].

Ситуация в Европе доля ЦОД в общем потреблении составляет чуть менее 2%, что в абсолютном выражении равняется примерно 70 ТВтч (по данным на 2024 год). Хотя относительная доля выше, чем в Китае, абсолютные объемы потребления ниже. Более того, доля Европы в структуре глобального потребления ЦОД имеет тенденцию к снижению.

Ряд европейских регионов сталкивается с ресурсными ограничениями. Например, Амстердам ввел мораторий на строительство новых ЦОД для снижения нагрузки на земельные и энергетические ресурсы. Прогноз роста цен на электроэнергию в регионе составляет 3,6% [82].

На Глобальном Юге, за исключением Китая, Индия обладает крупнейшими мощностями ЦОД. Потребление сектора оценивается в 9 ТВтч, что составляет 0,5% от общего энергопотребления страны. Установленная мощность дата-центров удвоилась всего за четыре года, достигнув 2 ГВт к июню 2024 года. Тем не менее, Индия остается «недопроникнутым» рынком: здесь приходится всего 1 МВт мощностей на миллион пользователей, тогда как в США этот показатель составляет 51 МВт.

Ключевым преимуществом Индии является низкая стоимость аренды мощностей - около $80 за кВт в месяц, по сравнению с почти $200 в Индонезии [124]. В соседнем Сингапуре, столкнувшемся с острым дефицитом ресурсов, в 2019 году был введен мораторий на новые объекты. Это привело к переносу мощностей в Малайзию и Индонезию, при сохранении активного использовании.

Ниже представлена сравнительная характеристика по регионам и странам (таблица 3).

Таблица 3 - Сравнительный анализ рынков ЦОД

Страна Потребление (2024/текущее), ТВтч Доля в нац. потреблении Прогноз роста цены на эл-во к 2030 Ключевая особенность

США Н/Д >4% +8,6% Крупнейший рост. Ренессанс атома и газа.

Китай ~100 ~1,1% +5,3% Рост 15% в год. Доминирование угля

Европа ~70 <2% +3,6% Моратории на строительство. Снижение глобальной доли

Индия ~9 0,5% н/д Самая низкая стоимость аренды ($80 за кВт в месяц).

Источник: составлено автором на основе [82, 83]

Структура энергопотребления центров обработки данных во многом повторяет структуру глобального энергобаланса, поскольку большинство ЦОД получают электроэнергию из общей сети (рисунок 17). Соответственно, углеродоемкость их энергоснабжения определяется текущим топливным профилем генерации: в 2023 году ископаемые виды топлива (уголь, природный газ и нефть) обеспечивали около двух третей мировой выработки электроэнергии.

1600 1400 1200 1000

.С ь 800

600

400

200

0

21

Щ Уголь Природный газ Щ Атом Щ, Солнце

g Ветер Другие ВИЗ Другое

Рисунок 17 - Потребление энергии центрами обработки данных: распределение по видам топлива (доли, ТВт ч)

Источник: [82]

Уголь остается крупнейшим источником энергии для центров обработки данных: по оценкам за 2023 год его доля составляет около 30% [82]. Существенный вклад в этот показатель дают Китай и Индия. В Индии угольная генерация формирует порядка 75% общего производства электроэнергии, что усиливает экологические риски и повышает чувствительность отрасли к ужесточению климатического регулирования.

Отдельно показательно, что в отраслевых материалах упоминается исполнительный указ президента США, ориентирующий на использование угольной генерации для энергоснабжения ЦОД в целях поддержания надежности энергосистемы - несмотря на сдержанную позицию части генерирующих компаний и их сомнения в практической реализуемости такого подхода. Возрождение интереса к углю рассматривается как возможность для стран Глобального Юга размещать ЦОДы с низкими финансовыми издержками, фактически перекладывая экологические издержки на окружающую среду.

2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034

Природный газ занимает третье место в структуре потребления (26% спроса ЦОД) и приобретает критическую важность для отрасли. Из-за прерывистого характера возобновляемых источников энергии (ветра и солнца), которые не могут гарантировать 100% аптайм (время непрерывной работы) и низкую задержку, газ восстанавливает свои позиции в стратегическом планировании сетей [82].

Ожидается, что спрос со стороны инфраструктуры искусственного интеллекта приведет к росту цен на газ на 9% в Азии и Европе и на 7% в США к 2026 году [82]. Газ становится предпочтительным решением для выработки энергии непосредственно на объектах и для систем резервного копирования, создавая эффект так называемой «углеродной блокировки», закрепляя зависимость от ископаемого топлива на десятилетия.

Атомная энергия, обеспечивающая около 15% спроса, переживает ренессанс как надежный источник «базовой» нагрузки с низким уровнем эмиссии. По оценкам Goldman Sachs, для покрытия роста спроса со стороны ЦОД к 2030 году потребуется ввести 85-90 ГВт новых ядерных мощностей, однако реально доступно из этого объема будет менее 10% [124].

Технологические гиганты в США уже подписали контракты на более чем 10 ГВт потенциальных ядерных мощностей в 2024 году. Основные инвестиционные потоки направляются в разработки малых модульных реакторов (SMR). Ядерная энергетика становится главным бенефициаром спроса на «премию за надежность с низкими выбросами».

Возобновляемые источники (ветер, солнце, гидроэнергетика) обеспечивали около 27% потребления ЦОД. Несмотря на оптимистичные прогнозы МЭА, рост сегмента ВИЭ в США (крупнейшем рынке ЦОД) может замедлиться из-за проблем в цепочках поставок оборудования и политической неопределенности [124].

Корпоративные соглашения о закупке электроэнергии (PPA) остаются популярным инструментом «озеленения» отчетности, но физическая реальность требует постоянной мощности, которую ВИЭ без масштабных систем хранения энергии обеспечить не могут. Расчеты показывают, что при гипотетической цене на

углерод в $100 за тонну, ВИЭ (в связке с хранением) и атомная энергия становятся конкурентоспособнее традиционной газовой генерации.

Рост операционного энергопотребления является доминирующим фактором в углеродном следе ЦОД; вклад строительства зданий и производства серверного оборудования относительно мал. К 2030 году ожидается удвоение или даже утроение спроса на электричество со стороны отрасли.

Интенсивность выбросов (kg CO2/kWh) в Азии значительно выше среднемировых показателей. В Китае и Индии она составляет 0,5-0,6 кг/кВтч из-за высокой доли угля в генерации, тогда как в Европе и Северной Америке этот показатель варьируется в пределах 0,3-0,5 кг/кВтч. Глобальные выбросы парниковых газов, связанные с ЦОД, увеличатся на 1,2% к 2030 году в основном сценарии, однако конкретно в США рост составит ощутимые 5,5%.

Существует риск, описываемый как «климатический империализм»: ситуация, когда Глобальный Юг предоставляет свои ограниченные ресурсы (землю, энергию) и расходует свою национальную квоту на эмиссии («углеродное пространство развития») для поддержки цифровой экономики, финансовые выгоды от которой концентрируются в странах Глобального Севера.

Наступающая информационная эпоха может способствовать не только технологическому прогрессу, но и усилению нерегулируемых коммунальных предприятий и технологических монополий. Энергетический переход в секторе ЦОД фактически движется корпоративными интересами, которые возрождают спрос на газ и атомную энергию, часто перекладывая возникающий рост цен на электроэнергию на рядовых потребителей.

Странам Глобального Юга в сложившейся ситуации рекомендуется вводить строгие стандарты энергоэффективности для новых объектов и требовать справедливой компенсации за использование их «углеродного бюджета» в рамках многосторонних климатических платформ и переговоров.

Проведенный анализ особенностей современной энергетической политики ведущих мировых держав свидетельствует о фундаментальном сдвиге парадигмы глобального энергетического развития. На данном этапе развития изменилось

представление о возможности линейного энергоперехода. Сейчас намного важнее прагматичный подход, в котором межтопливная конкуренция можно определить не экологической повесткой, а энергетической безопасностью государств, технологической независимостью и экономической доступности ресурсов.

Страны справляют по-разному, например, страны ЕС, в поиске баланса между декарбонизации и поиском альтернативы российским энергоносителям, попадут в новую зависимость от Соединенных Штатов, а Китай, наоборот, реализует стратегию максимизации разнообразия использования всех источников топлива.

Конечно, взрывной рост энергопотребления сектором центов обработки данных (ЦОД) является принципиальным моментом для энергетической отрасли. Критическая зависимость цифровой инфраструктуры от бесперебойного электроснабжения (режим 24/7) и требований к низкой латентности делает опору исключительно на прерывистую генерацию - солнечную и ветровую - технологически уязвимой без масштабных и дорогих решений по накоплению энергии. Это, в свою очередь, вновь запускает механизм межтопливной конкуренции, возвращая природный газ и атомную энергетику в число ключевых, фактически безальтернативных источников для покрытия базовой нагрузки.

Возникает парадокс: цифровизация, изначально ассоциируемая с повышением эффективности и «дематериализацией» экономики, на практике ведет к росту физического энергопотребления и закреплению спроса на традиционные энергоносители. Дополнительное измерение этой проблемы связано с географией размещения ЦОД: она формирует новые диспропорции и усиливает риски «климатического империализма», когда экологические издержки угольной генерации концентрируются в странах Глобального Юга, обеспечивающих работу цифровых сервисов, тогда как основная добавленная стоимость аккумулируется на Глобальном Севере. В результате развитие ЦОД не только обостряет конкуренцию между газом, атомной энергетикой и ВИЭ, но и становится фактором, способным скорректировать прогнозы мирового энергобаланса до 2030 года в сторону более высокой роли надежных, управляемых источников энергии.

Таким образом можно сделать вывод о том, что глобальная межтопливная конкуренция переходит на новый этап, характеризующийся не просто конкуренцией внутри одного источника поставок газ/газ (трубопроводные поставки против СПГ), но и появлением новых возможностей использования газовой генерации с целью создания высококонкурентной цифрой инфраструктуры по обработке данных (ЦОДы) с возможностью экспорта цифровых услуг на международные рынки.

Такая трансформация подчеркивает необходимость концентрации на создании высокотехнологичных комплексов приближенных к местам добычи, где газ используется для генерации больших объемов относительно дешевой электроэнергии, не требует строительства капиталоемких трубопроводных магистральных систем высокого давления и становится составным элементом производства высокотехнологичных услуг для последующего возможного экспорта, что в конечном итоге, снижает риски экспортных поставок и повышает маржинальность газового бизнеса в целом.

ГЛАВА 2. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИИ:

НОВЫЕ ВЫЗОВЫ И САНКЦИИ

2.1 Структурные особенности и динамика развития ТЭК РФ в новых

экономических условиях

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) традиционно выступает институциональным базисом национальной экономики Российской Федерации, детерминирующим параметром бюджетной устойчивости, внешнеторгового баланса и геополитического позиционирования государства. Однако современный этап функционирования отрасли (2022-2025 гг.) характеризуется коренной трансформацией архитектуры глобальных энергетических рынков и беспрецедентным по масштабу и глубине санкционным давлением.

Сложившаяся конъюнктура формирует принципиально новую парадигму развития отечественного ТЭК. В структуре топливно-энергетического баланса по итогам 2023-2024 годов сохраняется доминирование углеводородов: порядка 40% приходится на нефть и нефтепродукты, 34% - на природный газ, и около 14% - на уголь. Такое распределение обусловлено инерцией технологических укладов, однако эскалация геополитической напряженности и рыночные ограничения требуют пересмотра подходов к управлению отраслью.

Нефтяная отрасль.

Российская нефтяная индустрия демонстрирует высокую степень устойчивости, продолжая обеспечивать порядка 10% от общемирового объема добычи «черного золота». По результатам прошедшего года добыча зафиксирована на уровне 512 млн тонн нефти [21].

Кардинальная трансформация логистических цепочек привела к тому, что в 2025 году доля поставок энергоресурсов в дружественные государства превысила планку в 90%. При этом основным вектором экспорта стал Азиатский регион, куда теперь направляется около 80% российской нефти - для сравнения, в 2021 году этот показатель был в два раза ниже и составлял лишь 40%.

В условиях ограничения экспорта важную роль сыграл «налоговый маневр» (2018-2024 гг.), в рамках которого экспортная пошлина была снижена до 0%, а налоговая нагрузка перенесена на добычу (НДПИ). Это позволило выровнять цены для экспорта и внутреннего рынка, однако потребовало от компаний оптимизации операционной деятельности.

Для поддержания национального уровня добычи и сохранения конкурентоспособности на глобальном рынке отечественные нефтяные компании продолжают активный ввод в эксплуатацию новых месторождений. Важную роль в этом процессе сыграло внедрение налоговых льгот, позволившее стимулировать разработку сложных залежей. В настоящее время реализуются масштабные инициативы, флагманом среди которых является проект «Восток Ойл», обладающий колоссальным потенциалом по добыче премиальной малосернистой нефти.

Стратегическим приоритетом отрасли определено достижение технологического суверенитета: создание собственных решений для бурения, методов повышения нефтеотдачи пласта, развитие национального нефтесервиса и вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ). Эти задачи систематизированы в национальном проекте «Новые атомные и энергетические технологии», который охватывает разработку оборудования для всех звеньев производственной цепочки:

Геологоразведка: налажен серийный выпуск мобильных комплексов морской сейсморазведки и сейсмических виброисточников для работы на суше, а также создан прототип технологии GeoAudit. После завершения цикла испытаний планируется старт серийного производства еще четырех видов специализированного геологоразведочного оборудования.

Бурение и добыча: успешно прошли испытания и готовятся к серии отечественные комплексы для многоствольного заканчивания скважин с функцией многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП). В проектах вертикально интегрированных нефтяных компаний уже активно применяются российские скважинные рычажные тракторы.

Нефтепереработка: разработан и испытан инструмент гидроабразивной резки кокса. Это критически важный компонент для установок замедленного коксования, внедрение которого позволит в перспективе довести глубину переработки нефти практически до 100%.

Параллельно с добычным сектором ускоренными темпами развивается нефтегазохимия. За последние шесть лет суммарная мощность пиролизных комплексов в стране выросла в 1,9 раза, что позволило увеличить долю России в мировой нефтехимии с 1,8% до 2,5% [21]. Объем выпуска крупнотоннажных полимеров возрос в 1,4 раза, достигнув 7,5 млн тонн, что способствовало снижению зависимости от импорта с 23% до 17%. В прошлом году были успешно введены в эксплуатацию новые пиролизные мощности на «Нижнекамскнефтехиме» (600 тыс. тонн по этилену) и Иркутском заводе полимеров (660 тыс. тонн по этилену).

Инвестиционная программа отрасли на период до 2030 года оценивается в 3-4 трлн рублей. Ожидается запуск ряда нефтехимических комплексов мирового уровня, ориентированных на глубокую переработку углеводородного сырья. Реализация заявленных инвестпроектов позволит к 2035 году нарастить производство крупнотоннажных полимеров до объемов, превышающих 14 млн тонн.

Газовая отрасль.

В газовой отрасли продолжается планомерная работа по диверсификации экспортных маршрутов с перенаправлением потоков на Восток. По итогам прошедшего года доля поставок «голубого топлива» в дружественные государства приблизилась к отметке 70%, при этом в сегменте сжиженного природного газа на эти страны приходится около 25% экспорта.

Структурные изменения в географии поставок обусловлены наращиванием объемов экспорта в ряд стран СНГ и Китай, на фоне сокращения прокачки в

европейском направлении. Важнейшей вехой 2025 года стал выход газопровода «Сила Сибири» на проектную мощность: согласно предварительным оценкам, объем экспорта в КНР по этому маршруту составил порядка 38 млрд куб. м. Одновременно ведется активная проработка новых логистических коридоров для поставки газа восточным партнерам.

На мировом рынке СПГ Россия уверенно удерживает позиции, занимая четвертое место среди крупнейших производителей. В 2025 году объем производства составил порядка 32 млн тонн, что обеспечивает стране 7% глобального рынка [21].

Наращиванию производственного потенциала способствуют значимые достижения в области технологического суверенитета. К концу 2025 года накопленным итогом удалось импортозаместить 21 вид критически важного оборудования для отрасли. В перечень освоенной продукции вошли криогенные насосы, компрессорное оборудование, запорно-регулирующая арматура и другие специализированные агрегаты. Данный прогресс позволяет реализовывать новые СПГ-проекты, опираясь на полностью российские технологии сжижения природного газа.

Приоритетным направлением государственной политики остается развитие внутреннего рынка газа. Объем потребления внутри страны в 2025 году достиг порядка 522 млрд куб. м. Для понимания масштаба: этот показатель сопоставим с суммарным потреблением Китая и Индии, более чем в три раза превосходит спрос всей Юго-Восточной Азии и в 1,5 раза выше уровня потребления в Европейском союзе.

Инфраструктурное развитие отрасли демонстрирует высокую динамику. По предварительным данным, уровень газификации регионов по итогам 2025 года составил не менее 75%. Стратегически важным процессом является объединение газотранспортных систем западной и восточной частей страны, что приведет к созданию единой национальной сети газоснабжения. Продолжается реализация программы социальной догазификации. Дополнительный импульс внутреннему спросу придаст утвержденная Концепция развития рынка газомоторного топлива до 2035 года, направленная на широкое внедрение газа в транспортном секторе.

Согласно «Концепции развития рынка газомоторного топлива в Российской Федерации на период до 2035 года», утвержденной в 2025 году, предусмотрен кратный рост потребления природного газа транспортом [15].

Целевые показатели потребления ГМТ указывают на масштабные планы по внедрению метана в различных секторах экономики. В частности, потребление компримированного природного газа (КПГ) карьерной техникой планируется увеличить с 0,03 млрд куб. м в 2031 году до 1,14 млрд куб. м к 2035 году. Потребление сжиженного природного газа (СПГ) в этом же сегменте должно вырасти с 0,02 млн тонн в 2025 году до 0,82 млн тонн к 2035 году [15]. Аналогичная динамика заложена для коммунальной и дорожно-строительной техники.

Развитие инфраструктуры является базой данной трансформации. Количество стационарных объектов газозаправочной инфраструктуры (включая объекты на автодорогах, пункты бункеровки в портах и экипировочные пункты на ж/д транспорте) должно возрасти с 1305 единиц в 2025 году до 2755 единиц к 2035 году [6]. При этом количество пунктов бункеровки СПГ в морских и речных портах увеличится с 1 (в 2025 г.) до 8 (к 2035 г.), а экипировочных пунктов на железнодорожном транспорте - с 5 до 32 единиц. В рамках программы субсидирования накопительным итогом планируется ввести в эксплуатацию более 1000 стационарных объектов заправки к 2035 году.

Параллельно идет наращивание мощностей в секторе глубокой переработки. Продолжается развитие крупных газохимических кластеров. В частности, в конце 2025 года на Амурском газоперерабатывающем заводе (ГПЗ) - одном из крупнейших профильных предприятий в мире - завершались пусконаладочные работы на пятой технологической линии из шести запланированных. Также активными темпами идет реализация проекта строительства Амурского газохимического комплекса (ГХК).

Угольная промышленность

Несмотря на объективные сложности, вызванные в первую очередь неблагоприятной ценовой конъюнктурой на глобальных рынках, угольная промышленность России демонстрирует высокую степень устойчивости. В отрасли активно идут процессы реструктуризации, при этом центр тяжести добычи смещается

на восток страны - именно регионы Дальнего Востока становятся ключевым драйвером роста.

Показательным примером развития стало открытие в июле 2025 года нового угольного разреза в Нерюнгринском районе Республики Саха (Якутия) с ресурсной базой порядка 127 млн тонн [21]. В целом за последнее десятилетие добыча в Дальневосточном федеральном округе выросла более чем в два раза, достигнув отметки в 128 млн тонн угля.

Важнейшую роль в стабилизации ситуации сыграла государственная поддержка. В прошлом году Правительство инициировало комплексную программу помощи предприятиям отрасли, которая включает механизмы отсрочки по налоговым и страховым выплатам, субсидирование части логистических затрат при экспортных перевозках, а также меры адресной поддержки отдельных угольных компаний. Своевременность принятых решений позволила удержать объемы добычи и поставок на уровне 2024 года.

Согласно предварительным оценкам, по итогам 2025 года суммарная добыча угля в стране составила 440 млн тонн (включая показатели новых регионов) [21]. В экспортном направлении сохраняется четкий восточный вектор: 80% всех внешних поставок направлено в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР). Параллельно в отрасли продолжается инвестиционная активность: реализуются проекты по модернизации действующих мощностей и запуску новых объектов в сферах добычи и переработки твердого топлива.

Электроэнергетика

По итогам 2025 года объем электропотребления в стране достиг отметки 1 179 млрд кВт-ч [21]. Фундаментом надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей выступает системная работа по поддержанию надлежащего технического состояния инфраструктуры, глубокой модернизации оборудования и строительству новых энергетических объектов.

В прошедшем году работу генерирующего комплекса усилил ввод в эксплуатацию ряда мощностей после завершения ремонтных и модернизационных программ. В частности, обновленные энергоблоки заработали на Шатурской ГРЭС,

Приморской ГРЭС, Сургутской ГРЭС-2 и Аргаяшской ТЭЦ. Ввод новых ключевых объектов генерации позволил существенно повысить надежность энергоснабжения и создал базу для реализации экономического потенциала российских регионов. С целью дальнейшего развития в 2025 году были приняты стратегические решения о строительстве новой генерации в энергосистемах Сибири, Юга и Дальнего Востока.

Знаковым достижением стало обеспечение полной энергетической безопасности самого западного региона страны. В Калининградской области создана собственная независимая энергосистема, которая в феврале прошлого года завершила выход из энергетического кольца БРЭЛЛ. На текущий момент суммарная установленная мощность электростанций региона составляет 1,92 ГВт. Этот показатель более чем вдвое превышает пиковые нагрузки потребления, что подтверждает способность энергосистемы Калининградской области функционировать стабильно и автономно.

Параллельно продолжается последовательная диверсификация энергобаланса за счет «зеленой» генерации. В 2025 году новые объекты возобновляемых источников энергии были введены в эксплуатацию в Астраханской области, Республиках Калмыкия и Бурятия, а также в ряде других регионов. Согласно прогнозам, к 2050 году установленная мощность ВИЭ-генерации вырастет более чем на 40% по сравнению с уровнем 2023 года. Этому будет способствовать принятое ранее решение о продлении программы государственной поддержки ВИЭ до 2035 года. Программа ориентирована не только на ввод новых мощностей, но и на локализацию производства генерирующего оборудования в России, а также на развитие сопутствующей инфраструктуры - сетевого комплекса и систем накопления энергии.

Важно отметить, что в условиях глобальной структурной трансформации энергетики, перестройки логистических цепочек и изменения конфигурации партнерских связей Россия продолжает наращивать производственный и технологический потенциал топливно-энергетического комплекса, сохраняя роль одного из значимых факторов мировой энергетической устойчивости.

Несмотря на сокращение физических объемов экспорта в западном направлении, ТЭК остается ключевым донором бюджетной системы. В 2022-2024

годах нефтегазовые доходы бюджета в среднем превышали 11 трлн руб. в год. Вместе с тем структурная перестройка экономики сопровождалась снижением доли нефтегазовых поступлений как в общем объеме доходов (с 41,6% до 30,3%), так и по отношению к ВВП (с 7,4% до 5,5%) [55].

Финансовый анализ крупнейших вертикально-интегрированных компаний (ПАО «Газпром», НК «Роснефть», «Интер РАО» и др.) к 2024-2025 годам выявил ряд настораживающих тенденций. В частности, отмечается снижение показателей ликвидности и рентабельности: высокая ключевая ставка и санкционное давление ухудшили динамику ряда финансовых коэффициентов. У отдельных крупных игроков (ПАО «Газпром», ГК «Интер РАО») рентабельность продаж в некоторые периоды демонстрировала отрицательную динамику.

Ряд корпораций, таких как ПАО «ЛУКОЙЛ, ПАО «НОВАТЭК» показали закономерность в виде накопления финансовых вложений, доля их финансовых вложений в внеоборотных активах показывают высокие показатели, но эффективность таких вложений показывают довольно низкая.

Цифровой переход на данном этапе является важнейшим фактором долгосрочного развития и устойчивости топливно-энергетического комплекса. Уже на данном этапе государство утвердило стратегию цифровой трансформации и запустило проект «Цифровая энергетика», но несмотря на заявленные показатели, внедрение инновации происходит сдержанными темпами, а именно: общий вклад топливно-энергетического комплекса в цифровую экономику оценивается в 3,5%, что составляет примерно 114,7 млрд руб.

Ключевыми барьерами выступают дефицит цифровых компетенций, нехватка финансирования и высокая зависимость от импортного ПО и оборудования, которую предстоит преодолеть в рамках политики технологического суверенитета.

Таким образом, ТЭК России функционирует как единый организм, адаптирующийся к сложному внешнему давлению. Устойчивость базовых производственных показателей (добыча нефти, газа, генерация э/э) сочетается с необходимостью решения острых финансовых проблем и ускорения цифровой модернизации. Будущее отрасли зависит от баланса между экспортными потоками на

Восток, развитием внутреннего рынка (газохимия, ГМТ) и глубиной переработки сырья при одновременном повышении финансовой дисциплины корпоративного сектора.

Проведенный комплексный анализ структурных трансформаций топливно-энергетического комплекса Российской Федерации в период 2022-2025 годов позволяет констатировать завершение этапа экстренной адаптации отрасли к условиям беспрецедентного внешнего давления и переход к фазе глубинной перестройки. ТЭК продемонстрировал высокую институциональную резистентность, сумев избежать критического обвала производственных показателей и в кратчайшие сроки перенаправив макропотоки углеводородов на рынки Азиатско-Тихоокеанского региона и Глобального Юга.

Тем не менее, сохранение физических объемов добычи и генерации достигается ценой нарастания системных диспропорций в экономике отрасли. Мы наблюдаем выраженную дивергенцию между стабильными производственными результатами и ухудшающимися качественными характеристиками финансового потока. Географическая диверсификация сменилась зависимостью от узкого круга контрагентов, что трансформировало рынок продавца в рынок покупателя, вынуждая экспортеров работать в условиях дисконтов и усложненных транзакционных схем. Это, в совокупности с кратным ростом логистических издержек, ведет к структурному снижению маржинальности и «вымыванию» инвестиционного ресурса.

Фактически отрасль вынуждена мигрировать от модели извлечения сверхренты к модели инфраструктурного выживания. Ключевым вызовом становится уже не столько поиск физических рынков сбыта, сколько борьба с технологической инфляцией: необходимость форсированного импортозамещения оборудования и сервисов за счет собственных средств резко повышает капиталоемкость добычи, особенно на трудноизвлекаемых месторождениях и арктических шельфах. В этих условиях внутренний рынок из «замыкающего» звена превращается в гарант стабильности, однако его платежеспособный спрос ограничен и не способен

полностью абсорбировать выпадающие экспортные доходы без рисков для макроэкономической стабильности.

На данном этапе самым сложным является механизм поиска баланса спроса и предложения в сегментах с жесткой привязкой к инфраструктуре. Например, нефтяной сектор обладает логистической гибкостью, поэтому сохраняет определенную устойчивость, а вот в газовой отрасли все сложнее. Конечно, критическим фактом является то, что невозможно быстро перенаправить Европейский объем на Восточное направление ввиду отсутствия необходимой логистической мощности.

Из всего выше сказанного можно сделать вывод, что принципиальным вызовам является резкое падение экспорта трубопроводного газа при сохранении уровня добычи, что привело к накоплению невостребованного объема сырья внутри страны. Это требует не просто корректировки сбытовой политики, но фундаментального пересмотра стратегии монетизации ресурсов. Наиболее остро данная проблема проявляется на рынке природного газа, где возник беспрецедентный профицит предложения, оказывающий давление на всю архитектуру энергетического баланса.

2.2 Анализ ситуации на внутреннем энергетическом рынке РФ: формирование переизбытка природного газа и его влияние на отрасль

Энергетический сектор экономики России, традиционно выступавший драйвером формирования валового внутреннего продукта и основным источником валютной выручки, в период с 2020 по 2024 год прошел через серию беспрецедентных экзогенных шоков. Анализируемый временной горизонт охватывает три фундаментально различных этапа: пост-пандемийное восстановление (2020-2021 гг.), период геоэкономического разлома и санкционного давления (2022-2023 гг.) и фазу структурной адаптации к новой реальности (2024-2025 гг.).

Необходимо количественно оценить масштаб трансформации отрасли. Если в начале рассматриваемого периода бизнес-модель строилась на максимизации маржинальной экспортной ренты, то к концу прогнозируемого периода (2025 г.) наблюдается вынужденная переориентация на внутренний рынок с одновременным изменением механизмов изъятия сверхдоходов государством.

Фундаментом устойчивости газовой отрасли является способность добывающего сектора гибко реагировать на изменения спроса. Анализ данных показывает, что кривая совокупной добычи в рассматриваемый период демонстрирует классическую V-образную траекторию, характерную для кризисных периодов с высокой эластичностью предложения (рисунок 18).

720 700 680 660 640 620 600 580 560 540 520

Рисунок 18 - Добыча газа в РФ, млрд м3 Источник: составлено автором на основе открытых данных [100, 101]

В 2020 году объем добычи составлял 638,4 млрд куб. м, что отражало снижение экономической активности на фоне пандемии COVID-19. Однако уже в 2021 году отрасль продемонстрировала пиковые значения производительности, достигнув уровня 702,1 млрд куб. м. [101]. Этот рост на 10% был обусловлен восстановлением глобального спроса и аномальными погодными условиями на ключевых рынках сбыта. Показатель 2021 года можно считать референтной точкой, отражающей максимальный потенциал действующих мощностей в условиях открытых рынков.

Период 2022-2023 гг. характеризуется резкой негативной коррекцией. Снижение добычи до 618,4 млрд куб. м в 2022 году и далее - до минимального значения 586,4 млрд куб. м в 2023 году (-16,5% к пику 2021 года) указывает на материализацию рисков, связанных с ограничением доступа к транспортной инфраструктуре [101]. Данное сокращение не является следствие уменьшения ресурсной базы, оно носит вынужденный характер из-за отсутствия возможности реализации прежних объемов газа.

Наиболее драматичные изменения, выявленные в ходе анализа баланса, касаются структуры распределения товарного газа. Происходит слом традиционной пропорции между экспортом и внутренним потреблением.

Деградация трубопроводного экспорта

Сектор трубопроводных поставок, исторически являвшийся основой экспортной стратегии России, подвергся наибольшей эрозии. Статистика фиксирует обвал показателей с 201,3 млрд куб. м в 2021 году до 88,8 млрд куб. м в 2023 году (рисунок 19) [101]. Сокращение объема прокачки более чем в два раза (на 56%) невозможно объяснить конъюнктурными колебаниями; это результат системного геоэкономического ограничения. Несмотря на прогнозируемый рост до 108,2 млрд куб. м в 2024 году, преимущественно за счет выхода на проектные мощности восточных маршрутов («Сила Сибири») и роста поставок в государства Центральной Азии, замещение выпавших объемов европейского направления (порядка 80-90 млрд куб. м) в среднесрочной перспективе не просматривается [101]. Трубопроводный газ перестал быть глобальным товаром, став товаром региональным.

Рисунок 19 - Экспорт по газопроводам, млрд м3 Источник: составлено автором на основе открытых данных [100,101]

Фундаментальным фактором выступил последовательный отказ стран ЕС от российского трубопроводного газа, закрепленный в инициативе REPowerEU. Доля России в трубопроводных поставках в Европу сократилась с 45% в 2021 году до 1722% к 2024 году. Окончательная деградация западного вектора усугубилась прекращением транзитного соглашения через Украину с 1 января 2025 года, оставив действующими лишь маршруты «Турецкого потока». Восточный вектор («Сила Сибири»), хотя и вышел на проектную мощность, пока не способен абсорбировать объемы, высвободившиеся с европейского направления Стагнация сегмента СПГ

Вопреки ожиданиям экспертного сообщества о «сжиженной революции» как ответе на трубопроводные ограничения, данные показывают фактическую стагнацию в сегменте СПГ. Показатели колеблются в узком коридоре: от 41,8 млрд куб. м в 2020 году до прогнозных 44,3 млрд куб. м в 2024 году (рисунок 20) [101]. Отсутствие взрывного роста (аналогичного росту потребления) подтверждает гипотезу о высокой технологической зависимости отрасли. Ограничение доступа к западным технологиям сжижения и танкерному флоту ледового класса заморозило ввод новых крупнотоннажных мощностей. Таким образом, СПГ не смог стать полноценным «амортизатором» падения трубопроводного экспорта.

Ситуация осложняется введением в 2024-2025 годах блокирующих санкций США и ЕС против новых проектов (в частности, «Арктик СПГ 2») и ограничений на перевалку. Это создает угрозу долгосрочной стагнации сегмента и ограничивает возможности использования СПГ как инструмента балансировки рынка.

43,4

41,8 42 Д

2020 2021 2022 2023 2024

Рисунок 20 - Экспорт СПГ, млрд м3 Источник: составлено автором на основе открытых данных [100,101] Внутренний рынок как безальтернативный драйвер

На фоне сжатия внешнего контура внутреннее потребление демонстрирует высокую устойчивость и поступательный рост. С 2020 по 2024 год объем внутреннего рынка вырос с 423,5 до 477,0 млрд куб. м. Прирост составил 53,5 млрд куб. м (+12,6%) (рисунок 21) [101].

800 700 600 500 400 300 200 100 0

2020 2021 2022 2023 2024

■ Потребление ■ Экспорт по газопроводам ■ Экспорт СПГ

Рисунок 21 - Трансформация структуры сбыта Источник: составлено автором на основе открытых данных [100,101]

Анализ показывает, что внутренний рынок сумел абсорбировать около 61% объемов газа, выпавших из экспортного баланса (сокращение экспорта за тот же период составило 86,7 млрд куб. м) [101]. Это свидетельствует о форсированной реализации программ, способствующих развитию внутреннего потребления.

Можно выделить три ключевых направления абсорбции избыточного предложения, зафиксированных в стратегических документах:

1. Интенсификация газификации. Целевые ориентиры предполагают повышение уровня газификации до 82,9% к 2030 году. При этом данный сегмент, как правило, остается низкомаржинальным и требует существенных вложений в инфраструктуру.

2. Развитие газохимии. Переход от экспорта сырья к поставкам продукции с высокой добавленной стоимостью (аммиак, метанол, полимеры) позволяет диверсифицировать каналы сбыта и частично обходить ограничения, которые в большей степени затрагивают прямой экспорт газа.

3. Газомоторное топливо (ГМТ). Прогнозируется кратный рост потребления в транспортном секторе, что потенциально дает мультипликативный эффект для экономики (спрос на технику, сервис, инфраструктуру). Вместе с тем динамику сдерживает дефицит подвижного состава и темпы развития заправочной сети.

По оценкам, к 2025 году внутреннее потребление может достичь 477 млрд куб. м [101], что дополнительно закрепляет трансформацию отрасли в модель, ориентированную преимущественно на внутренний рынок.

Таблица 4 - Основные показатели газовой отрасли РФ

Показатель 2020 2021 2022 2023 2024

Потребление и экспорт 662,7 672,3 616,8 584,3 629,5

Добыча и импорт 665,1 729 642,7 608,8 660,2

Источник: составлено автором на основе [100,101]

Анализ агрегированных показателей их таблицы 4 позволяет выявить хроническую проблему перепроизводства, а именно, что в экономике замкнутого цикла управление профицитом становится критически важной задачей. Данные показывают, что существует превышение ресурсной базы над совокупном спросом.

Если обратить внимание на 2021 год то, можно увидеть, что разрыв достиг 56,7 млрд куб.м, а в 2023-2024 года профицит зафиксировался на уровне 24,5-30,7 млрд куб.м. в год [101].

Такой объем «навеса предложения» оказывает давление на внутренний рынок и увеличивает расходы на хранения. Конечно, с экономической точки зрения это ставит серьезный вопрос перед отраслью: либо необходимо сокращать добычу, либо искать пути дополнительного внутреннего потребления.

По сути, отрасль частично функционирует в режиме накопления запасов, при этом ликвидность такого «складируемого» объема остается неопределенной.

На фоне профицита меняются и механизмы ценообразования: формируется эффект «ножниц цен», когда инфляционный рост издержек добычи не компенсируется сопоставимым ростом выручки на внутреннем рынке. Дополнительным индикатором дисбаланса выступает рекордная заполняемость ПХГ: превышение нормативных запасов, как правило, усиливает понижательное давление на спотовые цены. Наконец, транспортная система, исторически рассчитанная на потоки «Восток-Запад», в условиях реверса сталкивается с локальными перегрузками и требует технологической перенастройки.

Трансформация физических потоков ударила по финансам отрасли. Разрушение модели перекрестного субсидирования (когда экспорт покрывал низкие внутренние цены) привело к падению операционной прибыли компаний на 15-25% и секвестру инвестиционных программ. Производители вынуждены переходить от стратегии экстенсивного роста к оптимизации затрат, что на фоне высокой ключевой ставки ЦБ РФ увеличивает кредитные риски отрасли.

Таблица 5 - Поступление в бюджет от газовой промышленности

2020 2021 2022 2023 2024 2025

НДПИ 482,2 577,8 1872,1 1219,3 1448,7 893,6

Экспортная пошлина 439,1 1125,4 1630,1 566 490 457,7

Источник: составлено автором на основе открытых данных [48]

Финансовый блок анализа демонстрирует фундаментальную реформу механизма изъятия природной ренты. Государство, реагируя на изменение

физических потоков газа, пересмотрело налоговую политику, перенеся центр тяжести с экспорта на добычу.

В 2020-2021 годах доминирующую роль в наполнении бюджета играла экспортная пошлина, коррелирующая с мировыми ценами на углеводороды. В 2021 году сборы от пошлины составили 1125,4 млрд руб., что почти вдвое превышало сборы по НДПИ (577,8 млрд руб.) [48]. Пик фискальной эффективности был пройден в 2022 году, когда совокупные доходы достигли 3,5 трлн руб. на фоне ценового шока в Европе.

Однако начиная с 2023 года происходит инверсия фискальной структуры.

Обвал пошлин: Поступления от экспортных пошлин сократились с 1630,1 млрд руб. (2022) до 490 млрд руб. (2024) с прогнозом дальнейшего снижения до 457,7 млрд руб. в 2025 году [48].

Рост НДПИ: для компенсации выпадающих доходов государство кратно увеличило Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Сборы выросли с 577,8 млрд руб. (2021) до 1448,7 млрд руб. (2024) [48].

Экономический смысл данной трансформации заключается в переходе от налогообложения прибыли (которая формировалась на внешних рынках) к налогообложению факта производства внутри страны. Данный маневр перекладывает фискальное бремя на внутреннего потребителя, так как НДПИ является косвенной составляющей в тарифе на газ.

Проведенный комплексный анализ позволяет сформулировать следующие итоговые положения, характеризующие состояние внутреннего энергетического рынка и газовой отрасли России:

Завершенность географической переориентации. К 2024 году процесс физического замещения рынков сбыта вошел в стадию насыщения. Потенциал «поворота на Восток» ограничен инфраструктурными мощностями, а потенциал внутреннего рынка, несмотря на рост, не способен полностью компенсировать утраченные объемы экспорта в стоимостном выражении.

Экономика избыточного предложения. Рынок функционирует в условиях перманентного профицита предложения (около 30 млрд куб. м в год). Это требует от

регулятора разработки новых механизмов стимулирования спроса, включая развитие глубокой переработки углеводородов, так как простое сжигание газа в энергетике достигло предела эффективности.

Смена фискальной базы. Произошел необратимый переход от рентной модели, базирующейся на внешнеэкономической конъюнктуре, к модели налогообложения внутреннего производственного контура. Это неизбежно приведет к росту регулируемых тарифов на газ для промышленности и населения в среднесрочной перспективе, так как производители будут вынуждены перекладывать возросший НДПИ в конечную цену.

Инвестиционная пауза. Падение совокупных доходов отрасли и государства, прогнозируемое на 2025 год, создает риски сокращения инвестиционных программ. В условиях, когда экспортная премия исчезла, а налоговая нагрузка на добычу остается высокой, у компаний снижается свободный денежный поток для разработки новых месторождений и реализации сложных технологических проектов (СПГ).

Таким образом, газовая отрасль России находится в точке бифуркации. Дальнейшее развитие возможно либо по пути экстенсивного роста внутреннего потребления (что требует субсидирования инфраструктуры), либо по пути жесткой оптимизации затрат и консервации части добывающих мощностей до момента появления новых экспортных коридоров. В 2025 году модель функционирования энергетического рынка будет характеризоваться высокой зависимостью от государственных тарифных решений и попытками удержания рентабельности на фоне сжатия доходной базы.

Проведенный анализ позволяет констатировать, что российская газовая отрасль завершила стадию шоковой адаптации и вошла в период структурного поиска новой идентичности. Модель «энергетической сверхдержавы», опирающаяся на физический экспорт первичного сырья по трубопроводам, исчерпала свой потенциал в силу необратимых геоэкономических сдвигов. Сформировавшийся в экономике «газовый навес» (профицит добычных мощностей при ограниченном сбыте) создает колоссальное давление на рентабельность сектора, однако именно этот дисбаланс открывает окно возможностей для качественного скачка.

Текущая конъюнктура диктует необходимость перехода от парадигмы «продажи сырья» к парадигме «продажи энергоемкого продукта». В условиях, когда физический экспорт газа сдерживается инфраструктурными ограничениями и санкционными барьерами, стратегический фокус смещается на «внутреннюю монетизацию» ресурса - конвертацию дешевого природного газа в электроэнергию и, далее, в высокомаржинальные цифровые продукты, прежде всего вычислительные мощности.

На глобальном энергетическом рынке формируется устойчивый тренд: энергопотребление цифровой экономики растет ускоренными темпами - вслед за развитием искусственного интеллекта, масштабированием нейросетевых моделей и расширением вычислительных задач (включая блокчейн-сегмент). Центры обработки данных (ЦОД) превращаются в один из наиболее динамичных классов потребителей электроэнергии, задавая новый контур спроса на управляемую, надежную генерацию.

Для России, располагающей профицитом газа и сравнительно низкой себестоимостью выработки, создание сети энергоемких ЦОД, ориентированных на прямое энергоснабжение от газовой генерации (в том числе на базе попутного газа или ресурсов Единой системы газоснабжения), может стать точкой роста. Такая модель позволяет одновременно снизить давление избыточного предложения газа, повысить загрузку генерирующих мощностей и сформировать экспортоспособный продукт - вычислительные услуги и цифровую инфраструктуру.

Интеграция газовой отрасли и 1Т-сектора позволяет решать сразу две задачи:

1. Монетизация запасов. Избыточные объемы газа могут быть утилизированы внутри страны через выработку электроэнергии для энергоемких цифровых нагрузок - майнинга, облачных сервисов и высокопроизводительных вычислений.

2. Экспорт цифрового продукта. Газ фактически «переводится» в вычислительную мощность - код, хранение и обработку данных. В отличие от физического сырья, такой продукт не требует трубопроводов и масштабной транспортной инфраструктуры, а также потенциально менее уязвим для прямых ограничений, поскольку поставляется в виде услуг.

В результате стратегический вектор смещается к более глубокой конвергенции энергетики и цифровых технологий. Оценка текущей рыночной конъюнктуры и анализ потенциала этого направления - симбиоза газовой генерации и индустрии ЦОД - позволяют рассматривать его как один из наиболее перспективных инструментов внутренней абсорбции газа и формирования нового экспортного контура на базе цифровых сервисов.

2.3 Оценка текущей конъюнктуры и потенциальных точек роста на энергетическом рынке для России

Современная архитектура глобальной энергетики вступила в фазу глубокой перестройки. Период относительной устойчивости, основанный на взаимозависимости поставщиков, включая Россию и ОПЕК, и ключевых потребителей, прежде всего ЕС и стран АТР, сменился этапом геоэкономической фрагментации. В этих условиях торговые потоки, инвестиции и режимы доступа к рынкам все чаще определяются политическими факторами и санкционными ограничениями.

Для Российской Федерации период 2022-2024 годов стал масштабным стресс-тестом экономической модели. Одновременно сужались экспортные каналы, усложнялась логистика, менялась структура спроса, а энергетический сектор был вынужден ускоренно адаптировать маршруты поставок и внутренние механизмы балансировки. В результате энергополитика и стратегия ТЭК приобрели более выраженную логику управления рисками с фокусом на устойчивость, перенастройку инфраструктуры и переориентацию на новые рынки и форматы монетизации ресурсов.

Традиционная парадигма, сложившаяся в 1970-е годы и основанная на логике экспорта трубопроводного газа, при которой доходы от поставок углеводородов превращались в импорт технологий и потребительских благ, утратила

жизнеспособность. Разрыв связей с европейским рынком, который исторически выступал ключевым драйвером модернизации отечественного ТЭК, поставил отрасль перед выбором между консервацией технологического отставания при переориентации на рынки с более низкими экологическими и технологическими требованиями, включая Глобальный Юг, и ускоренным переходом к модели, в которой природная рента направляется на формирование технологического суверенитета.

Российская стратегия «поворота на Восток», инициированная более десятилетия назад, к концу 2025 года перешла из фазы политических деклараций в фазу жесткой экономической прагматики. Экспорт российских углеводородов в Азиатско-Тихоокеанский регион (АТР) столкнулся с двумя встречными векторами: санкционным давлением Запада и ускоренным энергопереходом внутри самих азиатских экономик.

Экстенсивный рост экспорта трубопроводного газа в Китай близок к точке насыщения, в то время как реальные точки роста смещаются в сегмент сжиженного природного газа (СПГ) и географически дрейфуют в сторону Юго-Восточной Азии (в частности, Вьетнама) и, потенциально, Индии, несмотря на инфраструктурные ограничения.

В середине 2020-х годов российско-китайское энергетическое сотрудничество вошло в качественно новую фазу, которую можно охарактеризовать как «асимметричная взаимозависимость». Если в период 2014-2022 годов Китай рассматривался Москвой как «стратегическое окно возможностей» для быстрой диверсификации экспортных потоков с европейского направления, то к концу 2025 года ситуация трансформировалась в рынок покупателя. Китай, обладая диверсифицированным портфелем поставщиков, методично конвертирует геополитическую изоляцию России в экономические преференции, приближая экспорт трубопроводного газа к точке насыщения.

Основной просчет линейных прогнозов начала десятилетия заключался в переоценке роли природного газа в долгосрочном энергобалансе КНР. Данные мониторинга за 2025 год фиксируют опережающие темпы ввода солнечной и

ветровой генерации, в том числе за счет крупных кластеров в пустынных районах (например, в зоне Гоби). В логике курса на достижение углеродной нейтральности к 2060 году природный газ в КНР рассматривается преимущественно как переходный ресурс и инструмент балансировки энергосистемы (пиковая генерация и резерв), а не как фундамент базовой выработки.

При этом промышленное потребление газа остается высокочувствительным к цене. При превышении определенного порога (ориентировочно $350-400 за 1000 куб. м) часть промышленных потребителей склонна возвращаться к углю - тем более что внутри страны последовательно продвигаются современные угольные решения в рамках повестки энергетической безопасности [116]. В результате рынок газа в физическом выражении продолжает расти, однако структурная ниша для импортного газа сужается под давлением ускоренного развития ВИЭ и сохранения угля как страховочного элемента энергобаланса, продиктованного национальными приоритетами КНР.

Выход газопровода «Сила Сибири» на проектную мощность в 38 млрд куб. м/год стал неоспоримым инженерным и логистическим достижением. Однако экономическая эффективность проекта требует критического осмысления:

Ценовой диспаритет: Традиционная привязка контрактной цены к корзине нефтепродуктов (с 9-месячным лагом) в условиях волатильности нефтяных котировок приводила к тому, что российский газ поставлялся в Китай с существенным дисконтом относительно спотовых цен в Азии (ЖМ) и даже относительно поставок из Центральной Азии. Китайский импортер (С№С) фактически субсидировал свою экономику за счет маржи поставщика.

Валютный аспект (Юанизация): Переход на расчеты в рублях и юанях, позиционируемый как победа над долларовой системой, создал проблему «юаневого навеса». Российские экспортеры аккумулируют значительные объемы юаневой ликвидности, использование которой ограничено:

• Импортом китайских товаров (что усиливает технологическую зависимость);

• Сложностями вывода капитала через китайские банки, опасающиеся вторичных санкций;

• Ограниченной конвертируемостью юаня на внешних рынках.

По данным из открытых источников, газ для Китая по трубе из России и Туркменистана в среднем заметно дешевле СПГ (Австралия/Катар); российский газ по «Силе Сибири» - один из самых дешевых источников в портфеле КНР (таблица 6).

Таблица 6 - Сравнение поставщиков газа в Китай

Источник газа ^ Китай Тип поставки Порядок средней цены Комментарий

Туркменистан (труба) Трубопровод ~210 долл./1000 м3 (-5,8-6 долл./ММБШ) Оценка по выручке 8,41 млрд долл. при ~40 млрд мз, без учета деталей контрактов

Россия (труба, «Сила Сибири») Трубопровод ~270 долл./1000 мз (-7-8 долл./ММБШ) Прогноз РФ на 2024 год, около 50% дисконта к Европейским ценам.

СПГ (Австралия, Катар и др.) СПГ ~465 долл./тонна (-8,8-9 долл./ММБШ) средняя цена импорта СПГ Китаем в 2025 г. Средняя по всем поставщикам; отдельные долгосрочные поставки могут отличаться

Источник: составлено автором на основе открытых данных [116]

Как следует из данных таблицы 6, ценообразование для «Силы Сибири» фиксирует роль России как поставщика в жестко ограниченном ценовом коридоре. С одной стороны, российский газ обходится Китаю существенно дешевле альтернативного СПГ (дисконт к рынку), позволяя импортеру субсидировать свою промышленность за счет поставщика. С другой стороны, наличие канала импорта из Туркменистана по еще более низкой ставке (порядка 210 долларов) создает для Пекина идеальный рыночный рычаг давления: российский газ оказывается зажат между дорогим морским импортом и демпингующими центральноазиатскими конкурентами [116]. Такая конфигурация математически подтверждает потерю «Газпромом» былой европейской маржинальности (дисконт около 50%) и лишает Москву переговорного пространства для повышения тарифов, консервируя статус Китая как доминирующего покупателя.

Проект газопровода «Сила Сибири-2» (через Монголию, мощностью 50 млрд куб. м) стал лакмусовой бумажкой изменившегося баланса сил. По состоянию на конец 2025 года достигнут юридически обязывающий меморандум Россия-Китай-Монголия, ведутся проектные и подготовительные работы, но маршрут еще находится в стадии детальной проработки и поэтапной реализации, а не полномасштабного строительства.

Китай эффективно использует свое положение единственного крупного покупателя для западносибирского газа (ресурсной базы, ранее ориентированной на Европу). Пекин настаивает на ценообразовании по принципу пеШаск (цена на внутренней границе РФ), игнорируя европейскую модель ценообразования. Фактически, Китай требует внутрироссийских тарифов на газ, что ставит под угрозу рентабельность проекта для «Газпрома» без государственного субсидирования.

Транзитный статус Монголии рассматривается Китаем как дополнительный геополитический риск, в отличие от прямых поставок или морского пути.

Ключевой вызов 2025 года заключается в том, что трубопроводная геометрия теряет гибкость по сравнению с рынком СПГ.

Трубопроводный газ жестко привязывает продавца к покупателю. В условиях, когда спотовый рынок СПГ в Азии демонстрирует высокую ликвидность, Китай предпочитает заключать гибкие контракты на сжиженный газ (в том числе с Катаром и США, несмотря на политические трения).

Парадоксально, но российский СПГ (с проектов «Ямал» и «Арктик-2») начинает конкурировать с российским же трубопроводным газом на китайском рынке. При этом для Китая СПГ более выгоден точки зрения энергетической безопасности, так как поставки идут морем и диверсифицированы по точкам входа (терминалы вдоль всего побережья).

К концу 2025 года Китай сформировал вокруг себя «рынок покупателя», где условия диктуются Пекином. Экстенсивная модель наращивания физических объемов экспорта по трубам достигла предела эффективности. Дальнейший рост поставок через мегапроекты типа «Сила Сибири-2» возможен только при существенных ценовых уступках со стороны России, что ставит вопрос об

экономической целесообразности таких инвестиций. Центр тяжести в двусторонних отношениях смещается от стратегического партнерства к жесткой коммерческой эксплуатации уязвимого положения поставщика.

Иная ситуация сложилось по экспорту в Индию. Если Китай рассматривался как системная и комплексная альтернатива европейскому рынку с потенциалом замещения по широкому спектру углеводородов и технологических цепочек, то индийский вектор сложился как вынужденное асимметричное решение. Индия фактически стала безальтернативным страховочным контуром для нефтяного сектора, поскольку позволила избежать затоваривания и поддержать физические объемы экспорта. Одновременно для российского трубопроводного газа индийское направление остается недоступным, в результате чего сформировалась специфическая конфигурация, при которой рекордные объемы поставок нефти сочетаются с повышенными транзакционными издержками и отсутствием сопоставимого механизма монетизации газового потенциала Сибири.

В 2022-2024 годах в структуре нефтяного импорта Индии произошел тектонический сдвиг. До начала санкционного давления доля российской нефти оставалась близкой к статистической погрешности и составляла 0,2-2 процента, уступая поставкам из Ирака, Саудовской Аравии и ОАЭ [116]. Уже к 2023 году Россия вышла в лидеры и в отдельные периоды обеспечивала до 40 процентов индийского импорта сырой нефти, на уровне примерно 1,5-1,8 млн баррелей в сутки [116].

Нью-Дели при этом максимально эффективно реализовал стратегию посредника, превратив собственную переработку в глобальный хаб. Крупнейшие НПЗ, включая частные комплексы в Джамнагаре (Reliance Industries) и Вадинаре (Nayara Energy, где доля принадлежит «Роснефти»), переориентировались на переработку среднесернистой Urals и легкой Sokol. Закупая сырье с дисконтом к Brent (в диапазоне примерно $10-30 за баррель - в зависимости от конъюнктуры и стоимости фрахта), Индия наращивает экспорт продуктов переработки - прежде всего дизеля и авиакеросина - в страны ЕС и США. Юридически это уже продукция индийского происхождения, что позволяет легально насыщать западные рынки,

фиксировать маржу переработки и одновременно сглаживать волатильность мировых цен на топливо.

90,00% 80,00% 70,00% 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00% 0,00%

США ОАЭ Россия

Саудовская Аравия Ирак

■Ирак «Саудовская Аравия ■Россия иОАЭ иСША

Рисунок 22 - Трансформация структуры нефтяного импорта Индии, % Источник: составлено автором на основе [73]

Для России это стало важным условием сохранения upstream-сегмента. Без индийского «амортизатора» масштабная консервация скважин в Западной Сибири была бы практически неизбежной, а это создавало бы риск ускоренной деградации пластов, утраты части производственных компетенций и разрыва технологической непрерывности в сервисной и добычной инфраструктуре. Однако сохранение физических объемов не конвертировалось в пропорциональный рост чистой прибыли. Логистическое плечо из портов Балтики (Приморск, Усть-Луга) и Черного моря до портов Гуджарата занимает 30-35 дней вместо прежних 3-5 дней до Роттердама. Это привело к росту стоимости фрахта и страхования, которые «съедают» значительную часть экспортной выручки, оставляя ее в карманах судовладельцев теневого флота и страховщиков, а не в бюджете РФ.

Главным ограничителем эффективности индийского вектора стал валютный режим. В отличие от юаня, рупия не является свободно конвертируемой валютой, а Резервный банк Индии (RBI) проводит жесткую политику валютного контроля, опасаясь волатильности и вторичных санкций США.

2020 5,92% 12% 0,58% 9,20% >2,1

2021 9,60% 11,10% 0,88% 16,90% 23,70%

2022

7,08 9,90% 14,70% 18,80% 21,40%

2023 3,89% 5,94% 34,80% 16,90% 20,30%

2024 3,19% 9,50% 37,20% 13,80% 19,80%

Торговля с Индией характеризуется экстремальным перекосом. Россия поставляет товары на десятки миллиардов долларов (нефть, уголь, удобрения, продукция ВПК), а импорт из Индии (фармацевтика, текстиль, отдельные виды оборудования) кратно меньше по объему. Индийская промышленность пока не может предложить России номенклатуру товаров, сопоставимую по стоимости с энергопотоком (рисунок 23).

2021 2022 2023

■Экспорт РФ в Индию «Импорт РФ из Индии

Рисунок 23 - Торговый дисбаланс и накопление рупий, млрд долл. США Источник: составлено автором на основе открытых данных [91]

Требование оплаты в национальных валютах привело к накоплению на счетах российских экспортеров в индийских банках колоссальных объемов рупий (по разным оценкам, эквивалент десятков миллиардов долларов). Эти средства оказались в ловушке:

• их сложно конвертировать в рубли или третьи валюты без разрешения

RBI;

• попытки вывести их через дирхамы ОАЭ сопряжены с высокими комиссиями;

• инвестирование внутри Индии ограничено: Нью-Дели приветствует покупку государственных облигаций (с низкой доходностью), но настороженно относится к допуску российского капитала в стратегические активы промышленности. Таким образом, значительная часть выручки превратилась в «отложенный актив», работающий на индийскую, а не российскую экономику.

Если в нефтяной сфере «танкерная демократия» позволяет менять маршруты, то в газовой отрасли жесткая привязка к инфраструктуре сделала Индию