EDN: KCNNQQ

УДК 339.56(470+571+540)

Д.И. Кондратов, к.э.н., ФГБУН Институт экономики Российской академии наук (Москва, Россия)

Для Индии характерны высокие темпы прироста потребления первичных энергоресурсов (в основном ископаемых – нефти и угля (табл.)), значительно опережающие среднемировые [1–7]. С 2010 по 2022 г. энергопотребление в стране выросло на 49,1 % (в Китае – на 40,6 %), в то время как среднемировой показатель составил 13,9 %. Спрос на топливные ресурсы увеличился на 64,1 % (в Китае – на 32,9 %, а в среднем по миру – всего на 10,9 %).

За этот же период Индия обеспечила 18,9 % мирового прироста потребления первичной энергии, уступив по этому показателю только Китаю – 58,1 %. По оценкам Международного энергетического агентства (МЭА) [8], в 2022 г. на долю страны приходилось 6,6 % (по данным IHS Markit – 7,0 %) потребления первичных источников энергии (рис. 1). По этому показателю Индия находится на третьем месте (после Китая и США) и опережает начиная с 2012 г. Россию.

Темпы прироста энергопотребления в стране традиционно выше среднемировых. С 2012 г. она устойчиво находится на первом месте в Азиатско-Тихоокеанском регионе (АТР) за счет ускоренного повышения благосостояния населения и изначально низкого уровня автомобилизации. Так, с 2010 по 2022 г. среднегодовые темпы прироста ВВП на душу населения (в постоянных ценах 2015 г.) в Индии составили 4,2 % (для сравнения: в других странах АТР – 4,0 %). С 2015 по 2022 г. парк легковых автомобилей, включая электромобили, в Индии увеличился в 1,6 раза – до 47 млн ед.

ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ РАЗВИТИЯ ТЭК ИНДИИ

В настоящее время развитие ТЭК Индии зависит от нескольких ключевых факторов, кратко рассмотренных далее.

Достаточно высокие темпы прироста ВВП (как в постоянных ценах, так и по ППС) и численности населения, а также активная автомобилизация жителей страны привели к увеличению импорта ископаемого топлива. Так, в 2022 г. на долю Индии приходилось (в постоянных ценах 2015 г.) 3,2 % глобального ВВП и 7,2 % при расчете ВВП по ППС. По оценкам, объем ВВП страны при благоприятных условиях вырастет в 4,20 раза к 2050 г., а ВВП на душу населения – в 3,65 раза и составит 27,8 тыс. долл. США.

Индия – второй по величине потребитель жидких углеводородов в Азии (после Китая) и третий в мире (после США и Китая) (рис. 2) [4, 9].

Несмотря на поступательное наращивание спроса на природный газ (рис. 3), особенно со стороны населения и промышленности, его доля в топливно-энергетическом балансе в 2022 г. составила 6,0 % [1] (по данным Министерства нефти и природного газа Индии – 6,5 %) (рис. 4).

Индия – ключевой актор на мировом угольном рынке [5]. По оценкам МЭА и Министерства угольной промышленности, в 2023 г. на страну приходилось 11,7 % добычи и 14,8 % потребления угля, в том числе 15,9 % – для нужд энергетического сектора.

Основные макроэкономические и энергетические показатели Индии [2–7]
India’s main macroeconomic and energy indicators [2–7]

* Данные за 2023 г.
* Data for 2023.

Важно отметить, что достаточно высок объем потребления биомассы и отходов (рис. 5) [1, 10]. По оценкам ООН, на 2022 г. он составлял 185,8 млн т н. э., или 18 % от первичного потребления энергии, что отличает топливно-энергетический баланс Индии от многих развитых и крупнейших развивающихся стран АТР, в частности Китая (доля биомассы и отходов – 3,5 %), Австралии (4,0 %), Японии (3,9 %) и Республики Корея (2,4 %).

Индия участвует в иностранных нефтегазовых проектах, в том числе в России (в основном в нефтяной отрасли), в целях получения новых технологий и диверсификации импорта. Например, российско-индийское сотрудничество ведется в рамках таких крупных проектов, как «Сахалин-1», разработка Среднеботуобинского и Ванкорского месторождений. По данным Центрального диспетчерского управления топливно-энергетического комплекса – филиала ФГБУ «РЭА» Министерства энергетики Российской Федерации, общий объем добычи нефти по ним в 2021 г. составил 26,9 млн т (86,3 % к уровню 2013 г.), в том числе «Сахалин-1» – 11,3 млн т, АО «Ванкорнефть» – 10,5 млн т и ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» – 5,1 млн т. На базе проекта «Сахалин-1» планируется строительство завода по сжижению природного газа «Дальневосточный СПГ» мощностью 6,1 млн т/год [11].

Рис. 1. Крупнейшие страны – потребители первичной энергии [1]
Fig. 1. Major countries consuming primary energy [1]

Рис. 2. Крупнейшие азиатские страны – потребители жидких углеводородов [4, 9]
Fig. 2. Major Asian countries consuming liquid hydrocarbons [4, 9]

За 2000–2022 гг. энергоемкость ВВП Индии по потреблению первичных энергоресурсов уменьшилась на 41,9 % (рис. 6), по конечному потреблению – на 47,9 % [1, 12]. В 2000–2010 гг. среднегодовые темпы снижения составили 2,8 %, в 2010–2015 гг. – 1,8 %, а в 2015–2022 гг. – 2,4 %. Имеется три фактора, которые объясняют такое поведение показателя. Первый – увеличение загрузки производственных мощностей, уменьшавших условно постоянные затраты энергии в расчете на единицу выпуска. Второй – сокращение доли промышленных производств со значительно более высокой энергоемкостью, чем в других сферах, и наращивание объемов предоставления услуг, которые, наоборот, значительно менее энергоемки (за исключением транспорта). Так, по данным ОЭСР, удельный вес промышленности уменьшился на 6,6 п. п. до 19,2 % ВВП, а услуг, напротив, увеличился на 8,8 п. п. до 49,1 %. Третий – энергосберегающие мероприятия и технологии. Снижение энергоемкости промышленности происходило медленнее (за исключением периода 2015–2022 гг.), чем для ВВП в целом. То же можно сказать и в отношении сферы услуг (включая транспорт).

Вопреки увеличению объемов ВВП и потребления первичной энергии, спрос на нее на одного жителя остается низким. Так, по оценкам автора, в 2022 г. потребление первичной энергии на душу населения составило 0,73 т н.э./ чел., что более чем в 2,5 раза ниже среднемирового уровня и в 3,4 раза – китайского (рис. 7) [1, 2, 12]. По данному показателю Индия сопоставима с африканскими странами, что не соответствует ее положению в мировой экономике и энергетике. По объему ВВП она в 1,38 раза превосходит государства Африки [12], а по потреблению первичной энергии – в 1,18 раза, в том числе по жидким углеводородам – в 1,18 раза, углю – в 4,60 раза, АЭС – в 4,52 раза.

Рис. 3. Потребление первичной энергии в Индии [1]
Fig. 3. Primary energy consumption in India [1]

Рис. 4. Структура потребления первичной энергии в Индии в 2022 г. [1]
Fig. 4. India’s primary energy consumption structure in 2022 [1]

В сфере конечного потребления энергии в Индии в 2000–2022 гг.:

• наиболее динамично росло ее использование на транспорте (в 3,4 раза), в сельском хозяйстве (в 2,0 раза) и промышленности (в 2,9 раза);
• в коммерческом секторе энергопотребление увеличилось в 2,6 раза;
• в меньшей степени оно возросло в жилом секторе (в 1,3 раза).

Доля угольной генерации в общей выработке электроэнергии за рассматриваемый период была достаточно стабильна (в пределах 65–70 %), но после 2012 г. начала возрастать и в 2013 г. превысила 76 %. Прирост электрогенерации за счет топливных источников почти вчетверо превышает прирост за счет нетопливных. Только в 2022 г. в эксплуатацию было введено 3,1 ГВт новых угольных электростанций, еще 0,8 ГВт добавилось в первой половине 2023 г.

Тем не менее темп прироста установленной мощности выше для альтернативных источников энергии, чем для традиционных видов топлива. По состоянию на конец 2022 г. 23,1 % установленной мощности приходилось на альтернативные источники, еще 10,9 % – на гидроэнергетику и 1,7 % – на атомную. Среднегодовые темпы прироста выработки электроэнергии за счет альтернативных источников составили в 2010–2022 гг. 16,4 %.

Индия – крупнейшая страна АТР (после Китая) по выбросам СО₂ – 7,0 % от мировой эмиссии, по данным Европейской комиссии. Это отрицательно сказывается на климатической повестке, согласно которой к 2070 г. страна станет углеродно-нейтральной. Среднегодовые темпы роста выбросов СО₂ в Индии замедлились после 2010 г. В 1990–2005 гг. они росли в среднем на 4,8 % в год, в 2005–2010 гг. – на 7,5 %, в 2010–2015 гг. уже уменьшились до 5,3 % в год, а в 2015–2022 гг. – до 2,5 %. Несмотря на положительные сдвиги, Индия является крупнейшим эмиттером, занимая третье место в мире после Китая и США, и нейтрализует сокращение выбросов, достигнутое этими странами в 2022 г.

Рис. 5. Доля биомассы в первичном потреблении энергии [1, 10]
Fig. 5. Share of biomass in primary energy consumption [1, 10]

Рис. 6. Энергоемкость ВВП и секторов экономики Индии (в постоянных ценах 2015 г.) [1, 12]
Fig. 6. Energy intensity of GDP and sectors of the Indian economy (in constant 2015 prices) [1, 12]

Основным парниковым газом в 2022 г. был СО₂, однако доля метана немногим меньше – 68,3 и 23,5 % соответственно (в 1990 г. – 41,8 и 48,8 %). Объем эмиссии СО₂ составил 2,69 Гт СО₂-экв. (в 1990 г. – 0,60 Гт СО₂‑экв.), а суммарный по шести основным парниковым газам – 1,25 Гт СО₂-экв. Высокая доля метана в выбросах обусловлена значительным вкладом сельского хозяйства (около 20 % в 2022 г.), поскольку именно в этом секторе он играет большую роль.

В 2022 г. на долю энергетического сектора пришлось 80 % (в том числе на генерацию электроэнергии – 46,6 %) выбросов СО₂ и 67 % выбросов всех парниковых газов. В основном эмиссия происходит вследствие сжигания топлива. На остальные сектора, кроме энергетики и сельского хозяйства, приходится в сумме около 10 %.

Таким образом, в 1990–2022 гг. в Индии:

• выбросы парниковых газов выросли с 1,44 до 3,94 млрд т, а выбросы СО₂ – с 0,60 до 2,69 млрд т, или в 4,5 раза;
• более половины прироста эмиссии СО₂ было обусловлено увеличением выбросов в энергетических отраслях, на втором месте – сжигание топлива в промышленности. Значительное влияние оказал также рост выбросов от промышленных процессов и на транспорте.

В Индии основной фактор, вызывающий увеличение эмиссии парниковых газов, – рост ВВП на душу населения. Этому эффекту противостоит снижающаяся энергоемкость ВВП.

Несмотря на высокие темпы прироста потребления первичных энергоресурсов, страна вступает в новый цикл своего экономического становления, когда энергетика должна основываться в большей степени на возобновляемых источниках энергии (ВИЭ), в меньшей – на ископаемых (за исключением природного газа).

НОВАЯ ЭКОНОМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ И ПОТРЕБНОСТИ ИНДИИ В ЭНЕРГОРЕСУРСАХ

Новая экономическая модель страны ориентирована на максимальный доступ к дешевой электроэнергии. В этой связи темпы прироста энергопотребления замедлились с 4,5 %/год в 2000–2010 гг. до 3,4 %/год в 2010–2022 гг. В базовых сценариях энергетических и консалтинговых агентств они снизятся до 1,8 %/год в период с 2040 по 2050 г. Данное уменьшение станет следствием мер, направленных на повышение энергоэффективности.

Решения, принятые властями, сыграют значительную роль в формировании мировых тенденций и могут стать катализатором перехода к чистой энергетике, основанной прежде всего на природном газе и ВИЭ, а активная автомобилизация населения поддержит спрос на жидкие углеводороды.

По оценкам МЭА (от 2023 г.), Индия обеспечит 49,8 % [7] прогнозируемого прироста потребления природного газа в АТР, а импорт этого энергоресурса к 2050 г. составит 91,0 млрд м³, т.е. она уступит лишь Китаю, превратившись в ключевого актора торговли СПГ в указанной региональной группировке.

Индия уже опережает многие развитые страны Азии по потреблению нефти и к 2050 г. станет ее крупнейшим потребителем. Импорт углеводорода к указанному году достигнет около 7,2 млн барр/сут.

Опираясь на приведенные данные, можно заключить, что энергетическое сотрудничество – одна из приоритетных сфер развития торговых отношений между Россией и Индией. Наша страна является ключевым производителем и экспортером энергоресурсов, Индия – потребителем и импортером. Согласно прогнозу IHS Markit, к 2050 г. удельный вес Индии в мировом потреблении первичной энергии увеличится до 11 %, что на 4 п. п. выше уровня 2022 г., в том числе жидких углеводородов – 9,3 %, природного газа – 3,1 % и угля – 32,5 %.

Для России в рамках взаимодействия с Индией открывается возможность развивать многосторонние связи в энергетической сфере. Среди основных направлений следует выделить наращивание поставок ископаемого топлива (прежде всего нефти и СПГ (последний – ввиду отсутствия трубопроводных поставок газа)), а также привлечение инвестиций в ТЭК для удовлетворения растущих потребностей страны.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ПОЛИТИКА ИНДИИ В СВЕТЕ ПАРИЖСКОГО СОГЛАШЕНИЯ

Основные положения климатических обязательств

По мнению авторов проекта Climate Action Tracker (CAT) [13], Индия к 2030 г. перевыполнит свои национальные обязательства по климату. Это связано с тем, что в них не учитывается эффект от наметившейся в последние годы тенденции к снижению импорта угля и замедлению развития угольной промышленности, в частности отмены проектов угольных электростанций большой мощности.

Согласно Национальному плану развития электроэнергетики на 2022–2032 гг. прогнозируется отсутствие необходимости ввода в эксплуатацию новых угольных электростанций после 2027 г. и наращивание мощностей ВИЭ. В случае реализации данного проекта Индия может выполнить обязательство по доведению доли нетопливных источников в установленной мощности выработки электроэнергии до 50 % уже к 2030 г.

Таким образом, целевая установка Индии по развитию нетопливных источников энергии слабее даже той, которую можно достичь с помощью действующих мер политики [13]. Рамочная конвенция ООН об изменении климата умалчивает об охвате секторов эмиссии, а также о метрике ВВП (постоянные или текущие цены). Уже упомянутый проект CAT предполагает исключение Индией сектора сельского хозяйства, что соответствует обязательствам страны.

Планы развития энергетики

Правительство Индии поставило следующую цель в развитии ВИЭ: мощность солнечных электростанций должна достичь 311 ГВт к 2030 г. Еще 82 ГВт придется на ветряные электростанции и 107 ГВт – на иные альтернативные источники, в том числе биомассу.

Рис. 7. Потребление первичной энергии на душу населения [1, 2, 12]
Fig. 7. Primary energy consumption per capita [1, 2, 12]

Рис. 8. Прогноз первичного потребления энергии в Индии (базовый сценарий) [1, 10, 15–17]
Fig. 8. Forecast of primary energy consumption in India (base case) [1, 10, 15–17]

В сумме установленная мощность электростанций за счет всех источников, включая традиционные, вырастет с 410 ГВт в 2022 г. (в том числе ВИЭ – 121 ГВт) до 694 ГВт в 2030 г. Все ВИЭ поддерживаются тарифной политикой государства, а ветряные электростанции – дополнительной программой Generation Based Incentive. Еще в апреле 2015 г. Министерство энергетики Индии заявило, что на каждую построенную угольную станцию должна приходиться станция на ВИЭ мощностью не менее чем 10 % от угольной. В соответствии с 12-м пятилетним планом Индии (после 2017 г. пятилетние планы были отменены) не менее 60 % вновь вводимых угольных мощностей должны работать по ультракритическим технологиям. План не предполагает ввода новых газовых мощностей в силу низкой обеспеченности Индии природным газом. Кроме того, известно, что лидирующие поставщики снижают инвестиции в угольную генерацию и увеличивают расходы на ВИЭ.

В 2022 г. Индия находилась в топ-10 стран по следующим показателям [14]:

• годовой прирост мощности солнечной энергии;
• годовой прирост мощности подогрева воды от солнечной энергии;
• установленная мощность ветровой энергии;
• годовой прирост мощности ветровой энергии.

По оценкам Института экономики энергетики Японии (IEEJ), к концу 2030 г. первичное потребление энергии (в базовом сценарии) в Индии вырастет в 1,5 раза (к уровню 2020 г.), по прогнозу Equinor ASA – в 1,4 раза (рис. 8) [1, 10, 15–17]. Уголь будет составлять около 39,5–45,0 % всего первичного потребления энергии (по данным ОПЕК, в 2022 г. доля угля составляла 43,3 %). К концу 2030 г. энергоемкость ВВП снизится на 21–26 % (к уровню 2020 г.), а углеродоемкость единицы энергии – на 12–23 %. Одним из факторов снижения приведенных показателей станет изменение структуры выработки электроэнергии: к концу 2030 г. доля угольной генерации составит 62,7 % (рис. 9) [1, 10, 17, 18]. В то же время удельный вес газа и альтернативных источников повысится на 7,2 п. п. до 19,9 % к 2030 г. При этом стоит отметить, что удельные выбросы СО₂ при выработке электроэнергии из газа в Индии в 13,5 раза ниже по сравнению с углем (IHS Markit).

Рис. 9. Прогноз структуры выработки электроэнергии в Индии [1, 10, 17, 18]
Fig. 9. Forecast of power generation in India [1, 10, 17, 18]

Первые стандарты топливной экономичности для легковых автомобилей были разработаны еще в 2014 г., однако пока не введены в действие. Низкоуглеродные автомобили поддерживаются Национальным планом электрической мобильности. Министр энергетики Индии заявил, что к 2030 г. в стране не должны продаваться автотранспортные средства с дизельными и бензиновыми двигателями. Чтобы оценить, насколько данные планы реалистичны, далее более подробно рассмотрены нефтяная и газовая промышленность страны.

НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ ИНДИИ

Запасы нефти

Доказанные запасы нефти в Индии по состоянию на конец 2022 г. составляли, по данным Министерства нефти и природного газа, 651,8 млн т, в том числе:

• месторождения суши – 396,0 млн т (60,7 % от всех запасов). На штат Ассам приходится 148,6 млн т, Гуджарат – 117,9 млн т и Раджастан – 103,7 млн т;
• шельфовые месторождения – 255,8 млн т (39,3 % от всех запасов). Основная часть запасов (216,6 млн т) сосредоточена на западном шельфе, расположенном в Аравийском море в районе Камбейского залива: месторождения Panna-Mukta и Mumbai High. Их разработку осуществляет Oil and Natural Gas Corporation Limited (ONGC). Значительно меньшими ресурсами нефти располагает восточный шельф (побережье штатов Андхра-Прадеш и Тамиланд), запасы которого оцениваются в 41,6 млн т (7 % от всех запасов).

Добыча нефти

По данным МЭА и Joint Organizations Data Initiative (JODI) [19, 20], в 2022 г. на территории Индии было добыто 29,4 млн т нефти (рис. 10), или 0,59 млн барр/сут, что на 1,6 % ниже уровня предыдущего года, в 2023 г. – 0,75 млн барр/сут.

В дальнейшем увеличение добычи нефти возможно в основном за счет глубоководной разработки нефтяных и газовых месторождений проекта KG-DWN98/2, расположенных в бассейне Кришна-Годавари, в Бенгальском заливе, у побережья штата Андхра-Прадеш. Так, по оценкам консалтинговой компании Wood Mackenzie [21], добыча нефти в Индии к 2025 г. составит около 0,72 млн барр/сут (рис. 11), что на 22 % выше уровня 2022 г. [17]. Однако в связи с истощением действующих месторождений к 2040 г. добыча в стране уменьшится на 31,2 % (к уровню 2025 г.) до 0,50 млн барр/сут.

Рис. 10. Добыча нефти в Индии по штатам и соотношение добычи на суше и шельфе [19, 20]
Fig. 10. India’s oil production by state and onshore/offshore production ratio [19, 20]

На середину 2022 г. в разработке находилось 321 месторождение, бóльшая часть которых расположена в штатах Раджастан и Гуджарат, а также на шельфе Аравийского моря и Бенгальского залива. Традиционным районом нефтедобычи является также северо-восток страны (штат Ассам).

В 2022 г. 51,2 % от всего объема добычи нефти обеспечивалось за счет разработки шельфовых месторождений. Крупнейшее из них – Mumbai High: в 2022 г. здесь было добыто 0,27 млн барр/сут нефти. Оператором выступает государственная компания ONGC.

Импорт нефти

На начало 2024 г. Индия являлась третьим крупнейшим импортером нефти в мире после Китая и США. По данным ОПЕК, если удельный вес Индии в мировых поставках на начало 2010 г. составлял всего 6,5 %, то к концу 2022 г. данный показатель увеличился на 3,8 п. п. до 10,3 % в результате повышения спроса на нефтепродукты со стороны населения (см. рис. 11) и падения собственной добычи. В дальнейшем указанные процессы продолжатся. Кроме того, ожидается, что развивающийся строительный сектор и многочисленные международные и национальные инфраструктурные проекты окажут содействие росту потребления дизельного топлива. В настоящее время этот нефтепродукт используется и в электроэнергетике.

Поскольку Индия находится в начальной стадии автомобилизации и не до конца завершила процесс индустриализации, а кроме того, ввиду отсутствия значительных мощностей по выпуску электромобилей [22] и необходимости импортировать сырье для производства электробатарей, следует ожидать опережающего роста спроса на автомобильный бензин и дизельное топливо[1].

В 2023 г. страна импортировала 4,71 млн барр/сут нефти (по оценкам JODI [20] – 4,66 млн барр/сут), что на 4,3 % выше уровня 2022 г. Доля импорта в первичной переработке нефтяного сырья составила 88,5 % (в 2022 г. – 90,0 %).

До конца февраля 2022 г. основной объем импортируемой Индией нефти обеспечивался за счет поставок из стран Ближнего Востока (в 2021 г. – 62,9 %, в 2022 г. – 60,0 %) – Саудовской Аравии, Ирака и Кувейта. Начиная с марта в связи с санкционным давлением на Россию со стороны ЕС и членов «Большой семерки», а также с достаточно низкими ценами на российскую нефть[2] Индия начала наращивать поставки сырья из нашей страны.

Так, в 2022 г. Россия увеличила экспорт нефти в Индию в 8,6 раза до 0,63 млн барр/сут (рис. 12), а в 2023 г. стала крупнейшим поставщиком, направив 1,64 млн барр/сут, в то время как Ирак – всего 0,98 млн барр/сут, что на 6,9 % ниже уровня 2022 г. [23]. Таким образом, доля российской нефти в объемах ее первичной переработки в Индии c января 2022 г. по декабрь 2023 г. выросла c 1,2 до 27,0 %, тогда как стран Ближнего Востока – сократилась с 45,9 до 41,2 %.

Рис. 11. Добыча жидких углеводородов и потребление ключевых нефтепродуктов в Индии [17]
Fig. 11. Liquid hydrocarbon production and consumption of key petroleum products in India [17]

В связи с увеличением мощностей первичной переработки нефтяного сырья и вероятным снижением периода доставки товаров из России в Индию с 35–40 дней через Суэцкий канал до 17 дней в результате введения морского коридора Ченнаи – порт Восточный (Владивосток) [24] экспорт российской нефти может превысить уровень 2,0 млн барр/сут.

Однако, как отмечают аналитики ценового агентства Argus в обзоре от 16.01.2024 [25], «сокращение скидок на российское сырье, ужесточение контроля США за соблюдением ценового потолка, установленного «Группой семи» (G7), а также удешевление альтернативных сортов привели к некоторому ослаблению интереса индийских переработчиков к импорту нефти из России».

По данным этого же агентства [25], в 2024 г. индийские переработчики могут увеличить закупки нефти из Венесуэлы. Конкуренцию на внутреннем рынке, вероятно, обострят и поставщики из Ирана. В конце 2023 г. сырье из указанных стран предлагалось со скидками, заметно превышавшими дисконт на российское сырье. Однако индийские компании не рискуют заключать сделки из‑за санкций США.

Для наращивания поставок нефти из России требуется диверсификация валюты оплаты. Так, по оценкам специалистов, в настоящее время практически все платежи за поставленную из России нефть осуществляются в дирхамах (национальная валюта ОАЭ), а не в рублях [26].

Страны Африки также являются важными партнерами по торговле сырой нефтью для Индии: в 2023 г. они обеспечили 4,1 % первичной переработки нефтяного сырья. К ведущим поставщикам относятся Нигерия, Ангола и Конго. Ожидается, что к концу 2024 г. доля нефти из данного региона уменьшится до 3 %, в основном за счет сокращения добычи в Анголе, а также снижения вывоза из Нигерии в результате ввода в эксплуатацию собственного НПЗ в Лагосе и увеличения поставок в страны ЕС.

В 2023 г. ввоз нефти из Латинской Америки составил 0,2 млн барр/сут, или 3,8 % от всей нефти, поступающей на НПЗ Индии. Импорт из Мексики и Бразилии имел значительный удельный вес в поставках в страну высокосернистой нефти. В то же время в средне- и долгосрочной перспективе добыча в Мексике будет уменьшаться, что в сочетании со снижением объемов добычи в Венесуэле может привести к сокращению закупок тяжелой нефти из Латинской Америки. Отчасти данные поставки могут компенсироваться наращиванием добычи и экспорта из Бразилии. Так, по прогнозу ОПЕК, производство жидких углеводородов, включая газовый конденсат, к концу 2045 г. в Мексике упадет на 22,5 % (к уровню 2022 г.) до 1,6 млн барр/сут, тогда как в Бразилии – увеличится на 41,2 % до 5,24 млн барр/сут.

Снижение экспорта высокосернистой нефти странами Латинской Америки может быть компенсировано после завершения работ по проекту расширения трубопровода Trans Mountain к концу 2024 г., что позволит увеличить поставки жидких углеводородов из Канады на тихоокеанское побережье США. Растущий избыток углеводородов в США должен привести к выходу американских компаний на новые рынки, одним из которых может стать индийский.

Рис. 12. Крупнейшие страны – поставщики нефти в Индию [23]
Fig. 12. Major countries supplying oil to India [23]

Таким образом, российские экспортеры нефти могут заметно расширить свою долю в поставках жидких углеводородов в Индию, в том числе частично заняв высвобождающиеся ниши стран Ближнего Востока.

Особенность нефтяной отрасли Индии состоит в том, что бóльшая часть сырья идет на переработку, после чего около 30–35 % полученной продукции направляется на экспорт [24], за исключением СУГ. В 2023 г. страной было импортировано 1,12 млн барр/сут, или 45,5 млн т нефтепродуктов (в основном СУГ, нефтяной кокс, масла и смазки), тогда как экспорт составил 1,33 млн барр/сут, или 61,8 млн т, в том числе дизельного топлива – 563,7 тыс. барр/сут, или 27,59 млн т, авиационного керосина – 177,4 тыс. барр/сут, или 8,27 млн т (рис. 13, 14) [24].

ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ ИНДИИ

Запасы газа

Доказанные запасы природного газа в Индии на середину 2022 г. составляли 1138,7 млрд м³, по оценкам Oil & Gas Journal на 01.01.2024 – 1419,4 млрд м³. На шельфовые месторождения приходилось 53,2 % запасов, на месторождения суши (в основном в штатах Ассам, Западная Бенгалия и Гуджарат) – 46,8 %. Запасы метана угольных пластов, расположенные на 12 блоках, по состоянию на апрель 2019 г. составляли 2,6 трлн м³. Извлекаемые запасы достигают 72,5 млрд м³. Разведка и разработка осуществляются в штатах Мадхья-Прадеш, Западная Бенгалия и Джаркханд.

Несмотря на достаточное количество запасов собственного природного газа, его активная добыча не ожидается, так как высокими темпами идут добыча и потребление угля. По данным МЭА и Министерства нефти и природного газа Индии, в 2022 г. добыча угля увеличилась на 61,7 % (к уровню 2010 г.) до 922 млн т, потребление – на 70,1 % до 1162 млн т, тогда как добыча и потребление природного газа снизились на 33,2 и 11,0 % до 34,2 и 57,1 млрд м³ соответственно.

Добыча газа

По информации Министерства нефти и природного газа Индии [27], в 2022 г. в стране было добыто 34,2 млрд м³ газа (рис. 15), что на 3,0 % выше уровня 2021 г., в 2023 г., по оценкам Форума стран – экспортеров газа, – 35,09 млрд м³. В 2022 г. прирост газодобычи был обеспечен за счет шельфовых месторождений – 67,8 %, что на 1,0 п. п. выше уровня 2021 г. Основные газовые промыслы сосредоточены в пределах бассейнов Mumbai High, западного и восточного шельфа. В последнее время уменьшается добыча метана угольных пластов: в 2022 г. она сократилась на 0,8 % до 0,68 млрд м³. По оценкам компании Wood Mackenzie [28], до 2025 г. добыча газа в стране вырастет на 5 млрд м³ и составит около 40,0 млрд м³.

Импорт газа

До 2004 г. внутренние потребности Индии в газе полностью обеспечивались за счет собственной добычи. Однако для удовлетворения быстрорастущего внутреннего спроса страна с 2004 г. начала импортировать СПГ. При этом данный вид топлива в Индии остается премиальным, проигрывающим ценовую конкуренцию иным источникам ископаемых ресурсов, особенно углю.

Рис. 13. Баланс нефтепродуктов в 2000–2023 гг. [24]
Fig. 13. Petroleum product balance in 2000–2023 [24]

Рис. 14. Структура импорта и экспорта нефтепродуктов в Индии [24]
Fig. 14. Structure of petroleum products import and export in India [24]

До 2023 г. цена на природный газ формировалась на основе средневзвешенных значений на Henry Hub, Alberta Hub, NBP и стоимости газа в России, что ставило внутренний рынок Индии в зависимость от внешнего. В частности, в 2022–2023 гг. для покрытия убытков в химической промышленности индийское правительство выделило около 30,0 млрд долл. США, в 2023–2024 гг. – 21,0 млрд долл. США.

В 2023 г. в результате проведенной реформы по дерегулированию рынка газа и увеличению его доступности стоимость ресурса была привязана к индийской корзине сырой нефти, что положительно сказалось не только на добыче, но и на спросе. Так, по данным Форума стран – экспортеров газа, его добыча в стране составила 35,09 млрд м³, что на 4,9 % выше уровня 2022 г. (данные могут отличаться от тех, что размещает Министерство нефти и природного газа Индии), потребление – 62,31 млрд м³ (+3,4 % к уровню 2022 г.). При этом в декабре 2023 г. цена на внутреннем рынке снизилась на 23,4 % к уровню января 2022 г. и составила 11,44 долл / млн БТЕ (рис. 16) [19].

Рис. 15. Структура добычи газа в Индии [27]
Fig. 15. India’s gas production structure [27]

По оценкам ассоциации Cedigas, в 2023 г. импорт СПГ увеличился на 2,0 млн т до 21,9 млн т, по данным компании Energy Intelligence [29] – на 2,1 млн т до 22,1 млн т (рис. 17) [6, 29]. В 2022–2023 гг. основные поставки СПГ в Индию производились из 15 стран [10], в то же время около 84 % (в 2022 г. – 86 %) импорта было обеспечено пятью партнерами: Катаром – 10,93 млн т, или 49,5 % от общего импорта; США – 3,13 млн т, или 14,2 %; ОАЭ – 2,86 млн т, или 13,0 %; Оманом – 0,88 млн т, или 4,0 %, и Нигерией – 0,74 млн т, или 3,4 %.

Невзирая на ключевую роль Катара в импорте, отличительной особенностью индийского рынка СПГ с самого начала стал межстрановой характер предложения. В 2023 г. ввоз осуществляли 15 из 20 стран-экспортеров. По общему уровню диверсификации поставок Индию можно сравнить с иными крупными азиатскими государствами – Японией, Республикой Корея и Китаем. 35,9 %, или 7,14 млн т, индийского импорта пришлись на спотовые контракты. Доля в них ОАЭ в 2022 г. составила 33,5 %, т. е. фактически весь ввезенный из ближневосточного государства СПГ был обеспечен краткосрочными поставками. Основной объем пришелся также на Катар (20,3 %), Нигерию (11,1 %) и Оман (8,0 %). Таким образом, несмотря на то что по физическим объемам указанных договоров Индия уступает Китаю, Японии и Республике Корея, страна уже традиционно является одной из ведущих в азиатском регионе в развитии указанного сегмента рынка СПГ.

До конца 2027 г. Индией законтрактовано 23,5 млн т СПГ, в том числе 8,5 млн т из Катара и 5,8 млн т из США. Для российских компаний Индия – один из наиболее перспективных (после Китая) рынков сбыта продукции, который может быть осуществлен не только по долгосрочным, но и по краткосрочным и спотовым контрактам.

На территории Индии действует семь регазификационных СПГ-терминалов суммарной мощностью 47,7 млн т/год. Средний уровень их загрузки оценивается в 41,7 %.

Потенциальные проекты наращивания поставок природного газа

Рассматриваются возможности реализации двух международных проектов строительства газопроводов:

• Иран – Пакистан – Индия. Идея его строительства возникла в Иране еще в 1996 г. Планировалось проложить газопровод пропускной способностью 33 млрд м³/год протяженностью 2775 км. Ресурсной базой для проекта предварительной стоимостью 7 млрд долл. США должно было стать газовое месторождение Северный Парс в Иране. Однако помешали политические разногласия между странами-участницами, а также противодействие США, которые в 2008 г. ввели санкции против Ирана. В 2010 г. Индия вышла из этого газового проекта и стала рассматривать альтернативный вариант поставок из Туркменистана через территории Афганистана и Пакистана;
• Туркменистан – Афганистан – Пакистан – Индия. Проектная мощность газопровода составляет 33 млрд м³/год; протяженность – 1814 км, из них в Туркменистане – 214 км, в Афганистане – 774 км, в Пакистане – 826 км. Предполагается, что газопровод соединит добычные мощности месторождения Галкыныш на юге Туркменистана транзитом через Афганистан (Герат, Кандагар) с Пакистаном (Кветта, Мултан) и Индией (выход на территорию страны в г. Фазилка на границе с Пакистаном).

Рис. 16. Потребление природного газа и цена на него в Индии [19]
Fig. 16. Natural gas consumption and price in India [19]

Рис. 17. Структура импорта СПГ Индией по поставщикам [6, 29]
Fig. 17. India’s LNG import structure by suppliers [6, 29]

Еще в конце 2015 г. на территории постсоветского государства было начато строительство газопровода. Планировалось, что оно будет завершено в 4-м квартале 2018 г. Однако спустя месяц с момента объявления о прокладке сооружения в Афганистане активизировалась деятельность террористической организации «Аль-Каида» в месте предполагаемого возведения инфраструктуры. Нестабильная ситуация в стране все еще представляет угрозу для дальнейшей реализации указанного проекта. При этом к 2050 г. Туркменистан в результате более интенсивной разработки месторождения Галканыш может обеспечить прирост добычи газа на уровне 60–80 млрд м³ до 140–160 млрд м³ (в 2023 г. – 80,6 млрд м³).

Рис. 18. Торговый оборот между Индией и Россией [23]
Fig. 18. Trade between India and Russia [23]

Потребление газа

По оценкам Министерства нефти и природного газа, IHS Markit и JODI, в 2022 г. спрос на природный газ в Индии снизился на 3,0 % (к уровню 2021 г.) до 57,1 млрд м³, что в 6,3 раза ниже, чем в Китае и в 1,7 раза – чем в Японии. Более того, потребление газа находится на уровне Республики Корея, объем ВВП по ППС (в постоянных ценах 2015 г.) которой в 4,3 раза меньше индийского.

Несмотря на снижение спроса на газ в 2022 г., вызванное повышением цен на СПГ на мировом рынке, потребление указанного ресурса растет достаточно быстрыми темпами, что связано с климатической повесткой. По данным МЭА и Министерства нефти и природного газа Индии, с 2000 по 2022 г. потребление газа в стране возросло в 2,0 раза. Тем не менее в структуре потребления первичной энергии доля газа остается достаточно низкой и составляет всего 6,0 %.

Основной спрос на природный газ в Индии обеспечивают предприятия по производству удобрений – 33,7 %, ЖКХ – 21,9 %, электроэнергетика – 13,0 %, нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность – 7,1 %. В будущем коммунальная, промышленная сфера и выработка электроэнергии станут отраслями потребления газа с самым быстрым ростом.

Индийская энергетическая политика будет оставаться одной из главных движущих сил развития рынка природного газа в стране. По оценке МЭА (от 2023 г.), спрос на энергоресурс в Индии к 2030 г. достигнет 107,0 млрд м³, а к 2050 г. – 169,0 млрд м³. Его доля в потреблении первичной энергии увеличится до 8,3 %. Прогнозы ОПЕК и IEEJ в отношении будущего спроса на газ более оптимистичны в силу необходимости замещения угля, потребление которого в рамках базовых сценариев замедляется на всем периоде [8, 10, 15, 17].

Важным стимулом дальнейшего роста потребления газа в Индии будет выступать увеличение собственной добычи газа, включая газ из угольных и низкопроницаемых пластов. Рост добычи должен способствовать приращению инвестиций в газотранспортную и газораспределительную инфраструктуру, что также является необходимым условием для наращивания импорта СПГ.

СОТРУДНИЧЕСТВО МЕЖДУ ИНДИЕЙ И РОССИЕЙ

Взаимная торговля

В 2023 г. на фоне введения санкций со стороны стран ЕС и диверсификации российских поставок топливно-энергетических ресурсов (рис. 18) объем взаимной торговли между Индией и Россией составил 64,9 млрд долл. США, что на 75,9 % выше показателей 2022 г., в том числе экспорт из Индии в Россию – 4,1 млрд долл. США (+39,3 %), импорт – 60,9 млрд долл. США (+79,0 %) [23].

Однако невзирая на достаточно высокие темпы прироста внешнеторгового оборота, можно констатировать, что для России, по данным Международного валютного фонда, Индия не является крупнейшим партнером, как по экспортным, так и по импортным операциям.

В 2023 г. на Индию пришлось всего 9,1 % внешнеторгового оборота России (удельный вес Китая – 35,3 %), что не соответствует потенциалу наших взаимоотношений. То же самое касается и России: наша страна заняла 5‑е место среди крупнейших торговых партнеров Индии (после Китая, ЕС, США и ОАЭ).

В 2023 г. было объявлено о планах выйти на уровень двустороннего товарооборота в 200 млрд долл. США к 2030 г. Однако фактический вывоз товаров, за исключением поставок нефти, из России в Индию в 2023 г. составил лишь 19,9 млрд долл. США. По мнению автора, указанная цель вряд ли будет достигнута, что во многом объясняется структурными проблемами: в российском экспорте преобладают жидкие углеводороды, в импорте из Индии – потребительские товары, прежде всего электроника.

Для наращивания взаимной торговли требуются существенное изменение структуры российского экспорта и диверсификация валюты оплаты экспортно-импортных операций. По мнению автора, даже при активизации усилий обеих сторон данный процесс – встраивание в индийские цепочки добавленной стоимости – займет существенно больше времени. По оценкам ОЭСР, в 2020 г. доля российской продукции в добавленной стоимости индийских товаров, поставляемых на внешний рынок, составила 1,2 %, что существенно ниже аналогичного показателя для европейских и китайских партнеров.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Подводя итоги, можно отметить, что в последнее время в балансах нефти и природного газа Индии прослеживаются схожие тенденции – увеличение удельного веса импорта в потреблении, что в целом оказывает отрицательное воздействие на базовые макроэкономические показатели. Так, по оценке автора, с 2010 по 2022 г. доля импорта в спросе на жидкие углеводороды выросла на 7,8 п. п. до 89,2 %, природного газа – на 29,1 п. п. до 47,9 %.

Зависимость Индии от ввоза нефти и газа представляет значительную угрозу ее энергобезопасности. Для обеспечения энергетического суверенитета власти страны планируют дополнительно диверсифицировать структуру поставщиков, наращивать собственную добычу и объем стратегических нефтяных резервов.

Достаточно высокие темпы экономического роста с консервативной структурой баланса потребления первичных энергоресурсов делают Индию одним из наиболее привлекательных рынков сбыта для экспортеров углеводородов.

Риски, связанные с энергетическим переходом, в Индии в целом ниже, чем в Китае и развитых странах, что обеспечивает дополнительную привлекательность индийских нефтегазовых проектов.

Существенными ограничениями роста импорта нефти, газа и угля в Индии выступают ориентация правительства на преимущественный рост собственного производства энергии, перекрестное субсидирование (особенно в электроэнергетике и газовой отрасли) и слабое развитие инфраструктуры. Дефицит внутренних инвестиционных ресурсов способствует росту заинтересованности индийских энергетических компаний в привлечении иностранных инвестиций, в том числе из России. Индийские компании при этом продолжают инвестировать в зарубежные добывающие проекты, включая российские, в целях увеличения доли «контролируемого» импорта углеводородов (аналогично политике, проводимой Китаем). Экономически эффективным может быть инвестирование в региональную транспортную и распределительную инфраструктуру Индии при условии привлечения к ее проектированию, строительству и поставке материалов и оборудования российских компаний, а также «привязки» будущего спроса к поставкам из России.

ЛИТЕРАТУРА

• IHS Markit global energy scenarios data set – Energy outlook to 2050 // IHS Markit: офиц. сайт. URL: https://connect.ihsmarkit.com/ (дата обращения: 10.12.2021).
• DataBank. World development indicators // World Bank: офиц. сайт. URL: https://databank.worldbank.org/source/world-development-indicators#selectedDimension_WDI_Series (дата обращения: 30.05.2024).
• WTO stats // WTO: офиц. сайт. URL: https://stats.wto.org/ (дата обращения: 30.05.2024).
• Annual statistical bulletin 2023 // OPEC: офиц. сайт. URL: https://asb.opec.org/ (дата обращения: 30.05.2024).
• Coal 2023: Analysis and forecast to 2026 // IEA: офиц. сайт. URL: https://iea.blob.core.windows.net/assets/a72a7ffa-c5f2-4ed8-a2bf-eb035931d95c/Coal_2023.pdf (дата обращения: 30.05.2024).
• The LNG industry. GIIGNL annual report // GIIGNL: офиц. сайт. URL: https://giignl.org/wp-content/uploads/2023/07/GIIGNL-2023-Annual-Report-July20.pdf (дата обращения: 30.05.2024).
• Medium-term gas report 2023 // IEA: офиц. сайт. URL: https://iea.blob.core.windows.net/assets/f2cf36a9-fd9b-44e6-8659-c342027ff9ac/Medium-TermGasReport2023-IncludingtheGasMarketReportQ4-2023.pdf (дата обращения: 30.05.2024).
• World energy outlook 2023. Paris: IEA, 2023. 353 p. DOI: 10.1787/827374a6-en.
• Mathonniere J. Demand: Record oil consumption ahead of 2024 first-quarter slowdown // Energy Intelligence Group Inc.: офиц. сайт. URL: https://www.energyintel.com/0000018c-840d-d61c-a7cc-fdbf933e0003 (дата обращения: 30.05.2024). Режим доступа: для зарегистрир. пользователей.
• 445th Forum on research works on 20th Oct. 2023. “IEEJ Outlook 2024 – Complexity of achieving the energy transition under multiple pathways” // Institute of Energy Economics, Japan: офиц. сайт. URL: https://eneken.ieej.or.jp/en/whatsnew/445.html (дата обращения: 30.05.2024).
• Планы по строительству СПГ-завода в рамках «Сахалина-1» сохраняются // Интерфакс: сайт. URL: https://www.interfax.ru/business/946948 (дата обращения: 30.05.2024).
• OECD.Stat // OECD: офиц. сайт. URL: https://stats.oecd.org/ (дата обращения: 30.05.2024).
• India // Climate Action Tracker: офиц. сайт. URL: https://climateactiontracker.org/countries/india/ (дата обращения: 30.05.2024).
• Renewables 2023. Global status report. Paris: REN21 Secretariat, 2023. 126 p.
• 2023 World oil outlook 2045 // OPEC: офиц. сайт. URL: https://woo.opec.org/ (дата обращения: 30.05.2024).
• Energy transition outlook 2023 // DNV: офиц. сайт. URL: https://www.dnv.com/energy-transition-outlook/index.html (дата обращения: 30.05.2024).
• Energy perspectives 2023 // Equinor ASA: офиц. сайт. URL: https://www.equinor.com/sustainability/energy-perspectives (дата обращения: 30.05.2024).
• India energy outlook 2021 // IEA: офиц. сайт. URL: https://iea.blob.core.windows.net/assets/1de6d91e-e23f-4e02-b1fb-51fdd6283b22/India_Energy_Outlook_2021.pdf (дата обращения: 30.05.2024).
• India crude oil markets short-term outlook. Plummeting domestic demand led to weaker crude imports // IHS Markit: офиц. сайт. URL: https://connect.ihsmarkit.com/ (дата обращения: 10.07.2021).
• Joint Organisations Data Initiative: офиц. сайт. URL: http://www.jodidb.org/TableViewer/tableView.aspx?ReportId=93905 (дата обращения: 30.05.2024).
• Macro oils long-term outlook H1 2020 // Wood Mackenzie Limited: офиц. сайт. URL: https://www.woodmac.com/reports/oil-markets-macro-oils-long-term-outlook-h1-2020-411414/ (дата обращения: 30.05.2024).
• Global EV outlook 2020. Entering the decade of electric drive? // IEA: офиц. сайт. URL: https://iea.blob.core.windows.net/assets/af46e012-18c2-44d6-becd-bad21fa844fd/Global_EV_Outlook_2020.pdf (дата обращения: 30.05.2024).
• Department of Commerce // Ministry of Commerce and Industry, Government of India: офиц. сайт. URL: https://tradestat.commerce.gov.in/meidb/ (дата обращения: 30.05.2024).
• Argus Нефтепанорама: еженедельный обзор мирового рынка нефти, нефтепродуктов и низкоуглеродных источников энергии от 16 ноября 2023 г. // Argus: сайт. URL: https://www.argusmedia.com/ru/solutions/products/argus-neftepanorama (дата обращения: 30.05.2024). Режим доступа: для зарегистрир. пользователей.
• Индия увеличивает закупки нефти // Argus: сайт. URL: https://view.argusmedia.com/rs/584-BUW-606/images/India_increases_crude_oil_purchases.pdf?mkt_tok=NTg0LUJVVy02MDYAAAGQtwungVSCtIDyfVb2oDC1ioU5tH2XiRTJJE_wAmXBQAc2HhpcV5- (дата обращения: 30.05.2024).
• Sethuraman D. India doubles down on dirham payments for Russian oil // Energy Intelligence Group Inc.: офиц. сайт. URL: https://www.energyintel.com/0000018a-b283-df62-a5da-be8fecf60000 (дата обращения: 30.05.2024). Режим доступа: для зарегистрир. пользователей.
• Monthly production // Ministry of Petroleum and Natural Gas, Government of India: офиц. сайт. URL: https://mopng.gov.in/en/petroleum-statistics/monthly-production (дата обращения: 30.05.2024).
• India LNG market report // Wood Mackenzie Limited: офиц. сайт. URL: https://www.woodmac.com/reports/lng-india-lng-market-report-526461/ (дата обращения: 30.05.2024).
• Sethuraman D. Petronet may agree to Qatar LNG contract renewal this month // Energy Intelligence Group Inc.: офиц. сайт. URL: https://www.energyintel.com/0000018c-cfe2-dd84-a3fd-dfe374fe0000 (дата обращения: 30.05.2024). Режим доступа: для зарегистрир. пользователей.