The Indian oil and gas Policy in the context of Cooperation with Russia

Full Text

КОНДРАТОВ Дмитрий Игоревич – кандидат экономических наук, ведущий научный сотрудник Института экономики РАН.

Для Индии характерны высокие темпы прироста потребления первичных энергоресурсов (в основном ископаемых – нефти и угля), значительно опережающие среднемировые [1]. С 2010 по 2022 г. энергопотребление в этой стране выросло на 49.1% (в Китае – на 40.6%), в то время как среднемировой показатель составил 13.9%. Что касается ископаемых ресурсов энергии в целом (нефть, природный газ, уголь), то в Индии спрос на них увеличился на 64.1% (в Китае – на 32.9%, среднемировой показатель – 10.9%). За тот же период страна обеспечила 18.9% мирового прироста потребления первичной энергии, уступая по этому показателю только Китаю – 58.1%. По оценкам Международного энергетического агентства (МЭА) [2], в 2022 г. на Индию приходилось 7.0% мирового потребления первичных источников энергии. По этому параметру страна занимает третье место (после Китая и США) в мире и с 2012 г. опережает Россию.

С 2012 г. благодаря ускоренному повышению благосостояния населения и изначально низкому уровню автомобилизации Индия по темпам прироста энергопотребления устойчиво лидирует среди стран Азиатско-Тихоокеанского региона. С 2010 по 2022 г. среднегодовые темпы прироста ВВП на душу населения (в постоянных ценах 2015 г.) в Индии составили 4.2%, тогда как в других странах региона – 4.0%.

Основные факторы развития топливно-энергетического сектора Индии отражены в таблице 1. В числе ключевых отметим следующие.

Таблица 1. Основные макроэкономические и энергетические показатели Индии

*ЖУВ – жидкие углеводороды.

Источники: по данным Всемирного банка, ВТО, ОПЭК, МЭА.

Достаточно высокие темпы прироста ВВП (как в постоянных ценах, так и по ППС), рост численности населения¹ и активная автомобилизация² привели к увеличению импорта ископаемого топлива. Так, в 2022 г. на долю Индии приходилось 3.2% глобального ВВП и 7.4% при расчёте ВВП по паритету покупательной способности (ППС) (оба показателя – в постоянных ценах 2015 г.). При благоприятных условиях объём ВВП Индии к 2050 г. вырастет в 4.2 раза, а ВВП на душу населения – в 3.65 раза и составит 27.8 тыс. долл.

Индия – второй по величине потребитель жидких углеводородов в Азии (после Китая) и третий в мире (после США и Китая). Что касается природного газа, то несмотря на наращивание спроса, особенно со стороны населения и промышленности, его доля в 2022 г. составила всего 6.0% в топливно-энергетическом балансе.

Индия – ключевой игрок мирового угольного рынка [3]. По оценкам Международного энергетического агентства и Министерства угольной промышленности Индии, в 2023 г. на страну приходилось 11.7% добычи и 14.8% мирового потребления угля, в том числе 15.9% – энергетического.

В Индии достаточно высок объём использования биомассы и отходов для энергетических нужд. По оценкам ООН, на 2022 г. он составлял 185.8 млн т нефтяного эквивалента (н.э.), или 18.2% общего потребления энергии, что отличает топливно-энергетический баланс этой страны от многих развитых и крупнейших развивающихся государств Азиатско-Тихоокеанского региона, в частности Китая (доля биомассы и отходов в потреблении первичных энергетических ресурсов – 3.5%), Австралии (4.0%), Японии (3.9%), Южной Кореи (2.4%).

Индия участвует в иностранных нефтегазовых проектах, в том числе в России (в основном в нефтяной отрасли), с целью получения доступа к новым технологиям и диверсификации импорта (по странам).

За 2000–2022 гг. энергоёмкость (по потреблению первичных энергоресурсов) ВВП Индии снизилась на 41.9%, по конечному потреблению – на 47.9% (рис. 1). В 2000–2010 гг. среднегодовые темпы снижения энергоёмкости ВВП здесь составили 2.8%, в 2010–2015 гг. – 1.8%, в 2015–2022 гг. – 2.4%. Поведение этого показателя в указанный период объясняется, во-первых, увеличением загрузки производственных мощностей, что способствовало снижению условно-постоянных затрат энергии в расчёте на единицу выпуска, во-вторых, уменьшением доли промышленности, энергоёмкость выпуска в которой значительно выше, чем в других сферах производства, и ростом доли услуг, которые, наоборот, значительно менее энергоёмки (за исключением транспорта), в-третьих, мерами энергосбережения. Снижение энергоёмкости в промышленности происходило медленнее (исключение – 2015–2022 гг.), чем в ВВП в целом. То же можно сказать и в отношении сферы услуг, включая транспорт.

Рис. 1. Энергоёмкость ВВП (в постоянных ценах 2015 г.) и секторов экономики Индии

Вопреки увеличению объёмов ВВП и потребления первичной энергии спрос на неё на одного жителя остаётся достаточно низким. Так, по оценкам Организации экономического сотрудничества и развития, 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. По этому параметру Индия сопоставима с африканскими странами, что не соответствует её положению в мировой экономике и энергетике.

В сфере конечного потребления энергии в 2000–2022 гг. наиболее динамично росло её использование на транспорте (в 3.4 раза), в промышленности (в 2.9 раза) и сельском хозяйстве (в 2.0 раза), коммерческом секторе (в 2.6 раза), жилом секторе (в 1.3 раза).

Доля угольной генерации в общей выработке электроэнергии была стабильной (65–70%), но после 2012 г. начала возрастать и уже в 2013 г. превысила 76%. Прирост выработки электроэнергии на топливных источниках почти вчетверо превышает прирост на нетопливных. Только в 2022 г. было введено в эксплуатацию 3.1 ГВт новых угольных электростанций и ещё 0.8 ГВт в первой половине 2023 г. Тем не менее темп прироста установленной мощности выше для новых возобновляемых источников энергии (НВИЭ), чем для традиционных видов топлива. По состоянию на конец 2022 г. 23.1% установленной мощности приходилось на НВИЭ, 10.9% – на гидроэнергетику, 1.7% – на атомную энергетику. Среднегодовые темпы прироста выработки электроэнергии на НВИЭ составили в 2010–2022 гг. 16.4%.

По данным Европейской комиссии, Индия – третья в мире экономика после Китая и США по объёмам выбросов СО₂ – 7.0% мировой эмиссии, что отрицательно сказывается на климатической повестке, согласно которой к 2070 г. страна должна стать углеродно-нейтральной. Среднегодовые темпы роста выбросов СО₂ в 1990–2005 гг. составляли в среднем 4.8%, в 2005−2010 гг. – 7.5%, в 2010−2015 гг. уменьшились до 5.3%, в 2015−2022 гг. – до 2.5%. В 2022 г. основным парниковым газом был углекислый (68.3%), доля метана – 23.5%. На долю энергетического сектора пришлось 80% (в том числе для генерации электроэнергии – 46.6%) выбросов СО₂ и 67% выбросов всех парниковых газов, порождаемых главным образом в процессе сжигания топлива. На остальные сектора, кроме энергетики и сельского хозяйства, приходится в сумме около 10%. В 1990−2022 гг. 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. Основной прирост вызван увеличением объёма сжигаемого угля, в меньшей степени – сжиганием нефти и промышленными процессами.

Несмотря на высокие темпы прироста потребления первичных энергоресурсов, Индия вступает в новый цикл экономического развития, характеризуемый тем, что её энергетика должна будет в большей степени опираться на возобновляемые источники энергии, в меньшей – на ископаемые, за исключением природного газа.

Прежняя ориентация на тяжёлую промышленность, прежде всего сталелитейную, и экспорт промышленных товаров избавила сотни миллионов людей от дефицита электроэнергии, однако до сих пор более 22% населения страны не имеют к ней доступа. Высокими (до 40%) остаются технические потери при её передаче. Из-за недостаточного развития электроэнергетики страна ежегодно теряет, по оценкам Национального совета по развитию Индии, до 2% ВВП. К 2019 г. формально была завершена электрификация всех индийских деревень, однако их устойчивое электроснабжение наладить не удалось. Только к концу 2024 г. планируется обеспечить их электричеством в круглосуточном режиме, чтобы создать возможность приготовления пищи при помощи электроплит. В планах правительства завершить полную электрификацию страны к 2030 г.

Новая экономическая модель Индии и потребности в энергоресурсах.

Модель ориентирует на максимальный доступ к дешёвой и доступной электроэнергии. Именно поэтому темпы ежегодного прироста потребления энергии замедлились с 4.5% в 2000–2010 гг. до 3.4% в 2010–2022. В базовых сценариях энергетических и консалтинговых агентств эти темпы с учётом повышения энергоэффективности снизятся до 1.8% в период с 2040 по 2050 г. Масштабы развёртывания возобновляемых источников энергии в Индии предполагают низкоуглеродный путь развития страны.

По оценкам Международного энергетического агентства (2023), Индия обеспечит 49.8% прогнозируемого прироста потребления природного газа в Азиатско-Тихоокеанском регионе, а его прогнозируемый импорт в 2050 г. составит 91.0 млрд м³. По этому показателю Индия уступит лишь Китаю, став одним из ключевых участников торговли СПГ. Страна уже опережает многие развитые страны Азии по уровню потребления нефти и станет её крупнейшим потребителем к 2050 г. (импорт достигнет около 7.2 млн барр./сут).

Энергетическое сотрудничество − одна из приоритетных сфер развития торговых отношений между Россией и Индией. Наша страна − ключевой производитель и экспортёр энергоресурсов, Индия – потребитель и импортёр. Согласно прогнозу IHS Markit, к 2050 г. её удельный вес в мировом потреблении первичной энергии увеличится до 11%, что на 4.0 п.п. выше уровня 2022 г., в том числе жидких углеводородов – 9.3%, природного газа – 3.1%, угля – 32.5%.

В рамках взаимодействия с Индией для Российской Федерации открывается возможность развития многосторонних связей в энергетической сфере. В числе основных направлений можно выделить наращивание поставок ископаемого топлива (прежде всего СПГ ввиду отсутствия трубопроводных поставок газа и нефти), а также привлечение инвестиций в ТЭК.

Энергетическая политика Индии и Парижское соглашение. По мнению авторов проекта Climate Action Tracker³, Индия перевыполнит к 2030 г. свои национальные климатические обязательства. Это связано с тем, что в обязательствах не учитывается эффект от наметившейся в последние годы тенденции к снижению импорта угля и замедлению развития угольной индустрии, в частности отказу от реализации проектов угольных электростанций большой мощности.

“Национальный план развития электроэнергетики до 2032 г.” прогнозирует отсутствие необходимости ввода в эксплуатацию новых угольных мощностей после 2027 г. и наращивание мощностей возобновляемых источников энергии. В случае реализации плана Индия может выполнить обязательство по доведению доли неископаемых источников в установленной мощности выработки электроэнергии до 44% уже к 2025 г., а к 2027 г. эта доля составит 57%. [4]. В рамках Парижского соглашения, ратифицированного страной в 2016 г., умалчивается об охвате секторов эмиссии, а также о метрике ВВП (постоянные или текущие цены).

Планы развития энергетики. Правительство Индии поставило цель довести к 2030 г. мощность установленных солнечных электростанций до 311 ГВт, ветроэлектростанций (ВЭС) – до 82 ГВт, иных возобновляемых источников энергии (ВИЭ), включая биомассу, – до 107 ГВт. В сумме установленная мощность электростанций, использующих все источники, в том числе традиционные, вырастет с 410 ГВт в 2022 г. до 694 ГВт в 2030 г.

Рис. 2. Прогноз первичного потребления газа в Индии (базовый сценарий), млн т н.э.

Все ВИЭ поддерживаются тарифной политикой государства, а ВЭС – дополнительной программой. Ещё в апреле 2015 г. министерство энергетики заявило, что на каждую построенную угольную станцию должна приходиться станция на ВИЭ мощностью не менее 10% мощности угольной станции. В соответствии с 12-м пятилетним планом Индии (2012−2017) не менее 60% вновь вводимых угольных мощностей должны были использовать ультракритические технологии. План не предполагал ввода новых газовых мощностей в силу низкой обеспеченности Индии природным газом.

По оценкам Института экономики энергетики Японии, к концу 2030 г. первичное потребление энергии в Индии вырастет в 1.5 раза к уровню 2020 г., по прогнозу норвежской компании Equinor – в 1.4 раза (рис. 2). Уголь составит около 39.5–45.0% всего потребления первичной энергии (по данным ОПЕК, в 2022 г. доля угля достигала 43.3%). Энергоёмкость ВВП снизится на 21–26%. Одним из факторов достижения указанных показателей станет изменение структуры выработки электроэнергии (рис. 3). По данным того же японского института, доля угольной генерации к концу 2030 г. составит 62.7%, удельный вес газовой генерации и ВИЭ повысится до 19.9%. При этом, по оценке компании IHS Markit, удельные выбросы СО₂ при выработке электроэнергии из газа в Индии в 13.5 раза ниже по сравнению с углём.

Рис. 3. Прогноз структуры выработки электроэнергии в Индии, млрд кВт·ч

Первые стандарты топливной экономичности для легковых автомобилей были разработаны ещё в 2014 г., однако пока не введены в действие. Низкоуглеродные автомобили поддерживаются “Национальным планом электрической мобильности”. Министр энергетики заявил, что к 2030 г. в стране не должны продаваться дизельные и бензиновые автомобили. Реалистичны ли эти планы? Для ответа на этот вопрос рассмотрим состояние нефтяной и газовой промышленности более подробно.

Нефтяная промышленность. По данным Министерства нефти и природного газа, по состоянию на конец 2022 г. доказанные запасы нефти составляли 651.8 млн т, в том числе месторождений на суше – 396.0 млн т (60.7% запасов); на шельфовые месторождения приходится 39.2% запасов страны, или 255.8 млн т. Бо́льшая их часть расположена на западном шельфе в Аравийском море (объём 216.6 млн т). Запасы месторождений восточного шельфа значительно беднее, они оцениваются в 41.6 млн т.

Структура отрасли. По данным Международного энергетического агентства, Организации стран-экспортёров нефти (ОПЕК) и JODI, в 2022 г. на территории Индии было добыто 29.4 млн т нефти, или 0.59 млн барр./сут, что на 1.6% ниже уровня предыдущего года.

Увеличение добычи нефти возможно в основном за счёт глубоководной разработки нефтяных и газовых месторождений KG-DWN98/2, расположенных в глубоководье бассейна Кришна-Годавари, в Бенгальском заливе у побережья штата Андхра-Прадеш. По оценкам консалтинговой компании Wood Mackenzie [5], добыча нефти в Индии к 2025 г. составит около 0.72 млн барр./сут (рис. 4), что на 22% выше уровня 2022 г. Однако к 2040 г. в связи с истощением действующих месторождений добыча углеводородов в стране уменьшится к уровню 2025 г. на 31.2%, до 0.5 млн барр./сут.

Рис. 4. Добыча жидких углеводородов и потребление ключевых нефтепродуктов Индией, млн барр./сут

На середину 2022 г. в разработке находилось 321 нефтяное и газовое месторождение, большая часть которых расположена в штатах Раджастан и Гуджарат, а также на шельфе Аравийского моря и Бенгальского залива. В числе традиционных районов нефтедобычи также северо-восток страны (штат Ассам). В 2022 г. 51.2% объёма добычи нефти обеспечено за счёт разработки шельфовых месторождений. Крупнейшее из них – структура Мумбай Хай. Оператором разработки месторождения является государственная компания ONGC.

В 2022 г. двумя государственными добывающими компаниями – Oil & Natural Gas Corporation Ltd. (ONGC) и Oil India Ltd. (OIL) – было добыто 77.3% нефти в стране, ONGC – 393 тыс. барр./сут (66.7% всей добычи), OIL – 62 тыс. барр./сут (10.5%).

Импорт нефти. На начало 2023 г. Индия являлась третьим крупнейшим импортёром нефти в мире после Китая и США. По данным ОПЕК, её удельный вес в мировых поставках на начало 2010 г. составлял всего 6.5%, а к концу 2022 г. увеличился до 10.3% в результате повышения спроса на нефтепродукты со стороны населения и падающей добычи. По оценкам Wood Mackenzie [5], к 2040 г. добыча нефти в стране снизится на 37.4% к уровню 2020 г., до 0.5 млн барр./сут, в то время как спрос на жидкие углеводороды вырастет в 2 раза, до 9.6 млн барр./сут, по оценкам ОПЕК – в 2.2 раза, до 10.2 млн барр./сут. При этом в результате активной автомобилизации (рис. 5) наибольший спрос придётся на дизельное топливо и автомобильный бензин. Можно констатировать, что к 2040 г. внутренней добычей будет обеспечено только 5.2% (в 2010 г. – 27.1%) потребления жидких углеводородов.

Рис. 5. Структура парка транспортных средств, млн. ед.

Развивающийся строительный сектор и многочисленные международные и национальные инфраструктурные проекты будут способствовать увеличению потребностей в дизельном топливе. В настоящее время оно используется и в электроэнергетике. Пока в стране нет значительных мощностей по выпуску электромобилей [6], а сырьё для производства электробатарей приходится импортировать. Автомобили с двигателем внутреннего сгорания будут в обозримой перспективе абсолютно доминировать в автомобильном парке страны.

По данным Министерства торговли и промышленности Индии, в 2022 г. импортировалось 4.51 млн барр./сут нефтепродуктов (по оценкам ОПЕК – 4.58 млн барр./сут), что на 38.1% выше уровня 2021 г. Доля импорта в первичной переработке нефтяного сырья превысила 90% (в 2021 г. – 87.9%). До 2022 г. основной объём импорта обеспечивался за счёт поставок из стран Ближнего Востока – Саудовской Аравии, Ирака и Кувейта. Начиная с марта 2022 г., в связи с санкционным давлением на нашу страну со стороны Европейского Союза и государств, входящих в “Большую семёрку”, а также достаточно низкими ценами на российскую нефть⁴, Индия начала наращивать поставки сырья из России.

В 2022 г. Россия увеличила экспорт нефти в Индию в 8.6 раза, до 0.63 млн барр./сут (рис. 6), а в январе–октябре 2023 г. стала крупнейшим поставщиком нефти в Индию, 1.71 млн барр./сут, в то время как Ирак – 0.97 млн барр./сут. Таким образом, доля нефти из России в первичной переработке нефтяного сырья c января 2022 г. по октябрь 2023 г. выросла c 1.2 до 29.8%, тогда как из стран Ближнего Востока – сократилась с 45.9 до 37.1%.

Рис. 6. Крупнейшие страны-поставщики нефти в Индию, млн барр./сут

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 17⁵ в результате открытия морского коридора Ченнай–порт Восточный (г. Владивосток) экспорт нефти из нашей страны в Индию может превысить 2.0 млн барр./сут.⁶ Но, как считают сотрудники аналитического агентства Argus⁷, «сокращение скидок на российское сырьё, ужесточение контроля США за соблюдением ценового потолка, установленного “Группой семи” (G7), а также удешевление альтернативных сортов приведут к некоторому ослаблению интереса индийских переработчиков к импорту нефти из России. В 2024 г. индийские переработчики могут увеличить вывоз из Венесуэлы. Конкуренцию на внутреннем рынке в текущем году могут обострить и поставщики нефти из Ирана. В конце 2023 г. такое сырьё предлагалось со скидками, заметно превышавшими дисконт на российское сырьё. Однако индийские компании не рискуют заключать сделки из-за санкций США».

Страны Африки, прежде всего Нигерия, Ангола и Республика Конго, также выступают важным источником сырой нефти для Индии – в 2022 г. они обеспечили 9.5% (в первом полугодии 2023 г. – 4.5%) первичной переработки нефтяного сырья. Ожидается, что к концу 2024 г. доля нефти из этого региона уменьшится до 3% переработки, в основном за счёт сокращения добычи в Анголе, а также снижения вывоза нефти из Нигерии в результате ввода в эксплуатацию собственного НПЗ в г. Лагос и увеличения поставок в страны Европейского союза.

В 2022 г. ввоз нефти из Латинской Америки составил 0.27 млн барр./сут, или 5.4% поступающей на нефтеперерабатывающие заводы Индии. В импорте высокосернистой нефти значителен удельный вес поставок из Мексики и Бразилии. Однако в средне- и долгосрочной перспективе добыча в Мексике будет падать, что в сочетании с сокращением выпуска жидких углеводородов в Венесуэле может привести к уменьшению закупок тяжёлой нефти из Латинской Америки. Отчасти они могут быть компенсированы за счёт наращивания добычи и экспорта нефти из Бразилии. Так, по прогнозу Организации стран-экспортёров нефти, производство жидких углеводородов, включая газовый конденсат, к концу 2045 г. в Мексике упадёт 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 поставок высокосернистой нефти может быть также замещено благодаря увеличению пропускной способности трубопровода Транс-Маунтин (Канада) к концу 2024 г., что позволит нарастить поставки канадской нефти на тихоокеанское побережье США. Растущий избыток углеводородов в США должен привести к выходу американских компаний на новые рынки, одним из которых может стать индийский. Крупнейший поставщик жидких углеводородов в Индию из стран Азиатско-Тихоокеанского региона − Малайзия (в основном за счёт реэкспорта иранской нефти), за ней следует Бруней. Российские нефтяные компании могут заметно расширить свою долю в индийском импорте жидких углеводородов, в том числе частично занять высвобождающиеся ниши стран Ближнего Востока, в результате наращивания добычи нефти на шельфе и Восточной Сибири (проект “Восток Ойл”). Также увеличению поставок будет способствовать развитие портовой инфраструктуры нашей страны, в частности порта Приморск и Козьмино.

Особенность нефтяной отрасли Индии состоит в том, что бо́льшая часть сырья идёт на переработку, после чего около 30−35% полученной продукции направляется на экспорт [8], за исключением сжиженного нефтяного газа. Так, по данным Совместной инициативы по нефтяной статистике (JODI) и ОПЕК, в 2022 г. экспорт нефтепродуктов Индией составил 62.3 млн т, в том числе дизельного топлива – 30.2 млн т, автомобильного бензина и авиационного керосина – 6.7 млн т. Ранее основными производителями нефтепродуктов были предприятия государственного сектора, однако в настоящее время на индийский энергетический рынок идёт активное проникновение иностранных инвесторов. По нашим оценкам, к 2040 г. выпуск нефтепродуктов увеличится к уровню 2023 г. на 36.7%, до 374.6 млн т, в том числе дизельного топлива – на 23.1%, до 145.9 млн т, автомобильного бензина – на 59.9%, до 72.0 млн т. При этом на внутреннее потребление, включая импорт, поступит 367.2 млн т, что на 47.2% выше уровня 2023 г.

Газовая промышленность. Государственное регулирование индийского рынка газа направлено на решение двух основных задач. Первая из них − увеличение внутренней добычи, что требует наращивания частных и иностранных капитальных вложений. Вторая − ограничение долгосрочной зависимости от импорта газа.

В марте 2016 г. правительство Индии утвердило новые Правила геологоразведки и лицензирования углеводородных месторождений взамен аналогичного документа 1997 г. Ключевые их положения:

• введение единой лицензии на разведку и добычу различных видов углеводородов, включая метан угольных пластов, сланцевый газ и даже газогидраты;
• внедрение политики открытых площадей для геологоразведки, предполагающее возможность недропользователю самостоятельного выбирать для проведения геологоразведочных работ нераспределённые участки залежей углеводородов, которые он считает перспективными. Ранее это было возможно только после проведения соответствующих торгов;
• доступ всех недропользователей к национальному хранилищу данных;
• упрощение администрирования и распределения доходов.

Власти страны полагают, что новые правила и начатая либерализация ценообразования на природный газ за ближайшие 10–15 лет помогут существенно сократить зависимость Индии от импорта газа.

Структура отрасли. Все цепочки создания валовой добавленной стоимости в газовой промышленности – от разработки до поставок конечным потребителям – контролирует Министерство нефти и природного газа Индии. Оно же осуществляет надзор за импортом, экспортом и хранением природного газа.

Генеральный директорат по углеводородам, основанный в 1993 г., выступает в роли регулятора добычи природного газа. С 2000 г. он представляет индийское правительство на заседаниях комитета по соглашениям о разделе продукции. С 2006 г. директорат уполномочен контролировать добычу и разработку газа, проекты использования метана угольных пластов, а также доходы от добычи.

Специальный отдел министерства энергетики, созданный в 2002 г. для улучшения возможностей регулирования и анализа нефтегазового сектора, управляет субсидиями на керосин и сжиженный нефтяной газ для внутреннего производства, анализирует динамику нефтегазовых рынков, в том числе вопросы ценообразования и торговли.

Запасы газа. Доказанные запасы природного газа в Индии на середину 2022 г. составляли 1138.7 млрд м³. На шельфовые месторождения приходилось 53.2% запасов, на сухопутные – 46.8%. Запасы метана угольных пластов по состоянию на апрель 2019 г. достигали 2.6 трлн м³. Извлекаемые запасы составляют 72.5 млрд м³, разведка и разработка осуществляются в штатах Мадхья-Прадеш, Западная Бенгалия и Джаркханд. По данным Управления энергетической информации США, на начало 2023 г. запасы сланцевого газа в Индии оценивались в 16.5 трлн куб. м.

Несмотря на достаточные объёмы запасов собственного природного газа в Индии, его активная разработка не ожидается, так как высокими темпами идёт добыча и потребление угля. По данным Международного энергетического агентства и Министерства нефти и природного газа Индии, в 2022 г. добыча угля к уровню 2010 г. увеличилась на 61.7%, до 922 млн т, потребление – на 70.1%, до 1162 млн т, тогда как добыча и потребление природного газа снизились соответственно на 33.2 и 11.0%, до 34.2 и 57.1 млрд м³.

Добыча газа. По данным Министерства нефти и природного газа Индии, в 2022 г. в Индии добыто 34.2 млрд м³ газа, что на 3.0% выше уровня 2021 г., причём прирост обеспечен за счёт шельфовых месторождений. Основные газодобывающие промыслы сосредоточены в пределах бассейнов Mumbai High, Eastern Offshore и Western Offshore. В последнее время уменьшается добыча метана угольных пластов – в 2022 г. она сократилась на 0.8%, до 0.68 млрд м³.

Крупнейшая государственная газодобывающая компания Индии – корпорация ONGC ведёт разработку шельфа Аравийского моря. В 2022 г. компания добыла 58.3% всего газа в Индии. Государственная компания OIL (8.8%, 3.0 млрд м³) ведёт добычу в штатах Ассам и Раджастан. В числе иностранных инвесторов газовой отрасли Индии – компании Shell, Total и другие. По оценкам компании Wood Mackenzie⁸, 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 счёт собственной добычи. Однако для удовлетворения быстрорастущего внутреннего спроса страна с 2004 г. начала импортировать сжиженный природный газ. В 2022 г. объём ввоза составил 29.3 млрд м³, или 19.9 млн т (рис. 7), что на 17.2% ниже уровня 2021 г. По оценкам Bloomberg⁹, в 2023 г. импорт СПГ увеличился на 1.9 млн т, до 21.8 млн т (по данным Energy Intelligence¹⁰ – на 2.1 млн т, до 22.1 млн т). В 2022–2023 гг. основные поставки СПГ в Индию осуществлялись из 15 стран [10], в то же время около 84%¹¹ (в 2022 г. – 86%) импорта было обеспечено пятью странами: Катаром – 10.93 млн т, 49.5% общего импорта; США – 3.13 млн т, 14.2%; ОАЭ – 2.86 млн т, 13.0%; Оманом – 0.88 млн т, 4.0% и Нигерией – 0.74 млн т, 3.4%.

Рис. 7. Структура импорта СПГ Индией с учётом поставщиков, млн т

Отличительная особенность индийского рынка СПГ – межстрановой характер предложения. В 2023 г. ввоз в Индию осуществляли 15 из 20 стран-экспортёров сырья. По общему уровню диверсификации поставок Индию можно сравнить с другими крупными азиатскими государствами – Японией, Республикой Корея и Китаем. 35.9%, или 7.14 млн т, импорта Индии пришлось на спотовые контракты¹². В 2022 г. доля ОАЭ на индийском рынке спотовых контрактов составила 33.5%, то есть фактически весь объём ввоза из ближневосточного государства был обеспечен краткосрочными поставками. Большой объём пришёлся на Катар (20.3%), Нигерию (11.1%) и Оман (8.0%).

Таким образом, несмотря на то, что по физическим объёмам поставок Индия уступает Китаю, Японии и Республике Корея, она входит в число ведущих азиатских государств в развитии спотового рынка СПГ. До конца 2027 г. Индией законтрактовано 23.5 млн т СПГ, в том числе 8.5 млн т – из Катара, 5.8 млн т – из США. C 2018 г. начал действовать договор с ПАО “Газпром” (в настоящее время – SEFE Marketing & Trading)¹³ на поставку компании GAIL 2.5 млн т СПГ ежегодно до 2040 г.

Для российских компаний Индия (после Китая) становится одним из наиболее перспективных рынков сбыта продукции, поставки которой возможны не только по долгосрочным, но и краткосрочным и спотовым контрактам. В этой связи в последнее время идут активные дискуссии о продолжении реализации проекта “Печора СПГ” с участием индийских партнёров. Он предполагает разработку двух месторождений – Кумжинского и Коровинского и строительство СПГ-завода мощностью 2.6–4.0 млн т.

На территории Индии действуют 7 регазификационных СПГ-терминалов суммарной мощностью 47.7 млн т в год. Средний уровень их загрузки – 41.7%.

В настоящее время рассматривается возможность реализации трёх международных проектов строительства газопроводов с целью увеличения поставок газа.

“Иран–Пакистан–Индия” (ИПИ). Идея строительства газопровода в Индию через территорию Пакистана была выдвинута Ираном в 1996 г. (пропускная способность газопровода 33 млрд м³ в год, протяжённость 2775 км, предварительная стоимость 7 млрд долл.). Ресурсной базой должно было стать газовое месторождение Северный Парс в Иране. Однако осуществлению проекта помешали политические разногласия между странами-участницами, а также противодействие США, которые ввели в 2008 г. санкции против Ирана. В 2010 г. Индия вышла из этого газового проекта и стала рассматривать альтернативный вариант поставок природного ресурса из Туркменистана через территорию Афганистана и Пакистана.

“Туркменистан–Афганистан–Пакистан–Индия”. Проектная мощность газопровода составит 33 млрд куб. м в год, протяжённость – 1814 км, из них в Туркменистане – 214 км, Афганистане – 774 км, Пакистане – 826 км. Предполагается, что газопровод соединит добычные мощности месторождения Галкыныш на юге Туркменистана транзитом через Афганистан (Герат, Кандагар) с рынками Пакистана (Кветта, Мултан) и Индии (выход на территорию страны в г. Фазилка на границе с Пакистаном). На территории Туркменистана строительство газопровода началось в конце 2015 г. Планировалось, что оно будет завершено к концу 2018 г. Однако спустя месяц с момента объявления о прокладке трубы в Афганистане активизировалась деятельность террористической организации “Аль-Кайда” (запрещена в России) в уезде Герешк, где предполагалось возведение инфраструктуры объекта. Нестабильная ситуация в Афганистане представляет угрозу для реализации проекта.

“Мьянма–Индия”. В 2006 г. было заключено Межправительственное соглашение между Индией и Мьянмой о поставках природного газа. Точный маршрут газопровода и его технико-экономические характеристики до сих пор не определены.

Потребление газа. По оценкам Министерства нефти и природного газа Индии, IHS Markit и JODI, в 2022 г. спрос на природный газ снизился на 3.0% к уровню 2021 г., до 57.1 млрд м³, что в 6.3 раза ниже, чем в КНР и 1.7 раза – в Японии. Более того, потребление газа находится на уровне Южной Кореи, объём ВВП которой (по ППС в постоянных ценах 2015 г.) в 4.3 раза меньше индийского.

Несмотря на уменьшение спроса на газ в 2022 г., вызванного повышением цен на СПГ на мировом товарном рынке, потребление ископаемого ресурса растёт довольно быстрыми темпами, что связано с климатической повесткой. По данным Международного энергетического агентства и Министерства нефти и природного газа Индии, с 2000 по 2022 г. потребление газа в Индии возросло в 2.0 раза. Тем не менее в структуре потребления первичной энергии доля газа остаётся достаточно низкой и составляет всего 6.0%.

Основными потребителями природного газа в Индии выступают предприятия по производству удобрений – 33.7%, ЖКХ – 21.9%, электроэнергетика – 13.0%, нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность – 7.1%. В будущем ЖКХ и выработка электроэнергии станут сферами потребления газа с самым быстрым ростом.

Как отмечалось выше, индийская энергетическая политика в области климата и охраны окружающей среды будет оставаться важной движущей силой развития рынка природного газа в стране. По оценке Международного энергетического агентства (2023), спрос на природный газ в Индии к 2030 г. достигнет 107.0 млрд м³ и 169.0 млрд м³ – к 2050 г., а его доля в потреблении первичной энергии увеличится до 8.3% (рис. 8). Прогнозы Организации стран-экспортёров нефти и Института экономики энергетики Японии в отношении роста спроса на газ более оптимистичны: их авторы исходят из необходимости замещения угля, потребление которого в рамках базовых сценариев замедлится вплоть до 2050 г.

Рис. 8. Прогноз потребления природного газа Индией, млрд м³

Важным стимулом дальнейшего роста потребления газа в Индии будет выступать увеличение собственной добычи газа, включая метан угольных пластов. Рост добычи должен способствовать притоку инвестиций в газотранспортную и газораспределительную инфраструктуру, необходимую для наращивания импорта СПГ.

Сотрудничество Индии и России в нефтегазовой сфере. В 2022 г., на фоне введения санкций со стороны стран Европейского союза и диверсификации российских поставок, объём торговли между Индией и Россией (рис. 9), по данным Министерства торговли и промышленности Индии, составил 43.56 млрд долл., что в 3.62 раза выше уровня 2021 г., в том числе экспорт из Индии в Россию – 2.93 млрд долл. (–12.2% г/г), импорт – 40.63 млрд долл. (+367.3% г/г). Однако, несмотря на достаточно высокие темпы прироста оборота, необходимо констатировать, что для России Индия не является крупнейшим торговым партнёром как по экспортным, так и по импортным операциям [10].

Рис. 9. Торговый оборот между Индией и Россией, млрд долл. *Данные за январь–октябрь 2023 г.

Источник: составлено по ежемесячной статистике Министерства торговли и промышленности Индии (https://tradestat.commerce.gov.in/meidb/)

В 2022 г. на Индию пришлось всего 4.4% внешнеторгового оборота Российской Федерации (удельный вес Китая – 23.0%), что явно не соответствует потенциалу наших взаимоотношений¹⁴. То же самое касается и России, наша страна заняла 5-е место среди крупнейших торговых партнёров Индии.

В структуре российского экспорта доминируют топливно-энергетические товары (83.6% в 2022 г.), в основном сырая нефть, каменный уголь и нефтепродукты. Значительны также поставки удобрений и драгоценных металлов. В импорте из Индии преобладают товары высокого передела – продукция химической промышленности, оборудование и транспортные средства [11].

Сравнительно небольшим остаётся объём взаимной торговли услугами. В 2021 г. он составил всего 1.0 млрд долл., или 0.8% внешней торговли Российской Федерации услугами. Экспорт услуг из России в Индию в 2021 г. увеличился на 2.3%, до 816.2 млн долл., импорт из Индии сократился на 18.3%, до 183.3 млн долл.

В 2023 г. было объявлено о планах выйти к 2030 г. на уровень двустороннего товарооборота в 200 млрд долл. Однако фактический товарооборот, за исключением поставок нефти, в значительной степени зависящих от мировой конъюнктуры, из России в Индию в 2022 г. составил лишь 18.02 млрд долл. По нашему мнению, 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 требуется существенное изменение структуры поставок и диверсификация валюты-оплаты экспортно-импортных операций. Так, по оценкам специалистов, в настоящее время практически все платежи за поставленную из России нефть осуществляются в дирхамах (национальная валюта ОАЭ), а не в рублях¹⁵.

Увеличение расчётов в рублях во внешнеторговом обороте наших стран требует формирования эффективной расчётно-платёжной инфраструктуры, позволяющей беспрепятственно осуществлять межгосударственные расчёты в российской валюте. Ключевым элементом такой инфраструктуры стали бы дочерние банки и филиалы отечественных кредитных организаций в указанных странах, которые осуществляли бы комплексное сопровождение внешнеторговых сделок, включая открытие рублёвых счетов иностранным предприятиям и организациям, проведение конверсионных операций с рублём, оказание кредитной поддержки участникам в российской валюте. Роль опорного банка при этом мог бы взять на себя Сбербанк, имеющий офисы в Индии, а также обладающий развитой системой корреспондентских счетов, что служит необходимым условием бесперебойного проведения трансграничных торговых расчётов.

На наш взгляд, даже при активизации усилий сторон процесс встраивания в индийские цепочки добавленной стоимости займёт много 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 показателя европейских и китайских партнёров Индии.

Сотрудничество Индии с Россией в области нефтяной промышленности можно проиллюстрировать на примере компании ПАО «НК “Роснефть”». Эта компания работает с индийскими партнёрами во всех сегментах нефтегазового бизнеса – от добычи и переработки нефти до трейдинга и розничной реализации нефтепродуктов [12]. В числе ключевых партнёров компании – ONGC, Oil India, Indian Oil Corporation, Bharat Petroleum Corporation. Совместные проекты успешно реализуются в России и Индии.

В России вместе с индийскими нефтегазовыми компаниями работа ведётся в рамках крупных добычных проектов: “Сахалин-1”, разработка Среднеботуобинского и Ванкорского месторождений. По данным ЦДУ ТЭК, общий объём добычи нефти в ходе реализации этих проектов составил в 2021 г. 26.9 млн т (86.3% к уровню 2013 г.), в том числе “Сахалин-1” – 11.3 млн т, Ванкорнефть – 10.5 млн т, Таас-Юрях Нефтегазодобыча – 5.1 млн т. На базе проекта “Сахалин-1” планируется строительство завода по сжижению природного газа “Дальневосточный СПГ” мощностью 6.2 млн т в год.

В Индии “Роснефти” принадлежит 49.13% акций компании Nayara Energy (бывшая Essar Oil), владеющей одним из самых крупных и наиболее высокотехнологичных НПЗ, а также глубоководным портом, электростанцией и розничной сетью АЗС. Сделка по приобретению Essar Oil была не только крупнейшей в истории российских инвестиций в индийскую экономику, но и одной из самых масштабных, касающихся иностранных инвестиций в Индию в целом. Мощность НПЗ в городе Вадинар составляет около 405 тыс. барр./сут в год, или 9% нефтеперерабатывающих мощностей страны. “Роснефть” совместно с партнёрами поставляет нефть на НПЗ. Сеть АЗС включает более 5 тыс. объектов в 27 регионах Индии, доля розничного рынка – 5% (по объёму реализации).

***

Подводя итоги, можно отметить, что для балансов нефти и газа в индийском нефтегазовом секторе характерны сходные тенденции: увеличение удельного веса импорта этих углеводородов в потреблении, что в целом оказывает отрицательное воздействие на базовые макроэкономические показатели. Так, по нашим оценкам, с 2010 по 2022 г. доля импорта в спросе на жидкие углеводороды выросла на 7.8 п.п., до 89.2%, природный газ – на 29.1 п.п., до 47.9%. Зависимость Индии от ввоза нефти и газа представляет собой значительную угрозу безопасности страны. Для обеспечения энергетического суверенитета Индии планируется расширить список стран-поставщиков, нарастить собственную добычу и объём стратегических нефтяных резервов.

Достаточно высокие темпы экономического роста с консервативной структурой баланса потребления первичных энергоресурсов способствуют тому, что Индия становится одним из наиболее привлекательных рынков сбыта для экспортёров углеводородов. Риски, связанные с энергетическим переходом, в Индии в целом ниже, чем в Китае и развитых странах, что обеспечивает дополнительную привлекательность нефтегазовых проектов. Существенными ограничениями роста импорта нефти, газа и угля служат ориентация индийского правительства на преимущественный рост собственного производства энергии, перекрёстное 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. При этом индийские компании продолжают инвестировать зарубежные добывающие проекты, в том числе в России, с целью увеличения доли “контролируемого” импорта углеводородов (аналогично политике, проводимой КНР).

Экономически эффективным может быть инвестирование в региональную транспортную и распределительную инфраструктуру Индии при условии привлечения к её проектированию, строительству и поставке материалов и оборудования российских компаний, а также привязки будущего спроса к российским экспортным поставкам.

¹ По численности населения (1.4 млрд человек) Индия обогнала Китай и возглавила список самых населённых стран мира.

² С 2015 по 2022 г. парк легковых автомобилей, включая электромобили, в Индии увеличился в 1.6 раза, до 47.0 млн единиц.

³ Портал Climate Action Tracker (http://climateactiontracker.org/) содержит результаты исследований консорциума, состоящего из Climate Analytics, Ecofys, NewClimate Institute и PIK (Potsdam Institute for Climate Impact Research). Консорциум отслеживает прогресс 32 стран (80% глобальных выбросов парниковых газов) на пути к ограничению глобального потепления на 2°С.

⁴ Так, по данным Министерства нефтяной и газовой промышленности Индии, в августе 2023 г. среднемесячная импортная цена нефти из России составляла 74.5 долл./барр., что на 7.2% ниже цены иракской и на 18.7% саудовской нефти. Жидкие углеводороды из России продавались на 6.1 долл./барр. ниже средней цены.

⁵ Argus Нефтепанорама: еженедельный обзор мирового рынка нефти, нефтепродуктов и низкоуглеродных источников энергии / Argus. От 16 ноября 2023 г. Выпуск XXIV. № 45.

⁶ Так, по сообщениям Argus, в феврале 2024 г. индийская компания HPCL ввела в эксплуатацию установку по переработке высокосернистых сортов жидких углеводородов из России и государств Латинской Америки на своём НПЗ в Вишакхапатнаме (штат Андхра-Прадеш).

⁷ https://view.argusmedia.com/rs/584-BUW-606/images/India_increases_crude_oil_purchases.pdf?mkt_tok=NTg0LUJVVy02MDYAAAGQtwungVSCtIDyfVb2oDC1ioU5tH2XiRTJJE_wAmXBQAc2HhpcV5-R_mQIkLqI5mXEobOCh9XROhWVWpBGnZLRcplSZIQTv2MmoL8ZogPFi5W6JwWT

⁸ https://www.woodmac.com/reports/lng-india-lng-market-report-526461/

⁹ https://www.bloomberg.com/news/articles/2024-01-04/china-regains-lng-buyer-s-crown-as-rivals-brace-for-more-growth

¹⁰ https://www.energyintel.com/0000018c-cfe2-dd84-a3fd-dfe374fe0000

¹¹ https://www.energyintel.com/0000018c-cfe2-dd84-a3fd-dfe374fe0000

¹² Данные за 2022 г.

¹³ Gazprom Marketing & Trading сменила название на SEFE Marketing & Trading после национализации, проведённой властями Германии.

¹⁴ Нужно учитывать, что поставки нефти из России в Индию осуществлялись через третьи страны, что не отражается в российской статистике взаимного оборота между странами.

¹⁵ https://www.energyintel.com/0000018a-b283-df62-a5da-be8fecf60000

About the authors

Dmitriy I. Kondratov

Author for correspondence.
Email: dmikondratov@yandex.ru

кандидат экономических наук, ведущий научный сотрудник Института экономики РАН

References

Supplementary files

Supplementary Files

Action

1. JATS XML

Download

2. КОНДРАТОВ Дмитрий Игоревич – кандидат экономических наук, ведущий научный сотрудник Института экономики РАН.

Download (159KB)

Indexing metadata

3. Рис. 1. Энергоёмкость ВВП (в постоянных ценах 2015 г.) и секторов экономики Индии

Download (265KB)

Indexing metadata

4. Рис. 2. Прогноз первичного потребления газа в Индии (базовый сценарий), млн т н.э.

Download (304KB)

Indexing metadata

5. Рис. 3. Прогноз структуры выработки электроэнергии в Индии, млрд кВт·ч

Download (252KB)

Indexing metadata

6. Рис. 4. Добыча жидких углеводородов и потребление ключевых нефтепродуктов Индией, млн барр./сут

Download (287KB)

Indexing metadata

7. Рис. 5. Структура парка транспортных средств, млн. ед.

Download (254KB)

Indexing metadata

8. Рис. 6. Крупнейшие страны-поставщики нефти в Индию, млн барр./сут

Download (456KB)

Indexing metadata

9. Рис. 7. Структура импорта СПГ Индией с учётом поставщиков, млн т

Download (281KB)

Indexing metadata

10. Рис. 8. Прогноз потребления природного газа Индией, млрд м³

Download (221KB)

Indexing metadata

11. Рис. 9. Торговый оборот между Индией и Россией, млрд долл.

Download (223KB)

Indexing metadata