Михаил Стрелец
Бразилия развивает использование различных видов энергоресурсов. На фото морская добыча нефти. фото Reuters
Бразилия – одна из ведущих энергетических держав мира, обладающая уникальным сочетанием богатых ресурсов нефти и газа, а также возобновляемых источников энергии. За последние 5–10 лет энергетическая политика страны претерпела существенные изменения. С середины 2010-х наблюдается бурный рост добычи нефти на глубоководных месторождениях в подсолевой зоне, что превращает нефть в главный экспортный товар Бразилии. Одновременно страна остается мировым лидером по доле возобновляемых источников в энергобалансе – благодаря развитой гидроэнергетике, биотопливу, а в последние годы и экспоненциальному росту ветровой и солнечной генерации. Государственная политика стремится сочетать экономические выгоды от ископаемого топлива с целями декарбонизации и устойчивого развития.
Новая генерация
Бразильская электроэнергетика исторически базируется на гидроэнергетике, которая до недавнего времени обеспечивала около 2/3 выработки электроэнергии. В стране построена сеть крупных ГЭС – гидродамбы остаются опорой энергосистемы. Однако за последние годы наблюдается диверсификация: доля гидроэнергии в электрогенерации снизилась с ~74% в 2018 году до ~67% в 2023-м. Причина – бурный рост ветровой и солнечной энергетики. За 2018–2023 годы совокупная доля ветряков и солнечных ферм в выработке поднялась с 9 до 22%. По данным Министерства энергетики Бразилии, в 2023 году 89,2% всей электроэнергии Бразилии было получено из возобновляемых источников, а использование ископаемого топлива в генерации снизилось до рекордно низких 7,6%. Производство электроэнергии из угля и газа за эти годы сокращалось, а 2023 год стал рекордным по выработке чистой энергии, укрепив статус Бразилии как мирового лидера в области чистой электроэнергии. Несмотря на засухи, гидроэнергетика по-прежнему дает основной вклад и в начале 2024 года обеспечила ~71% выработки, но тренд на снижение ее доли продолжается за счет ввода новых ВИЭ-мощностей.
Развитие ветровой энергетики сконцентрировано преимущественно на северо-востоке страны, где отличные ветровые ресурсы. Установленная мощность ветряных электростанций (ВЭС) выросла на 20,7% за 2023 год и достигла ~28,7 ГВт, выработка ветра – ~95,8 ТВт-ч (+17% за год). Солнечная энергетика (фотогальваническая) росла еще стремительнее: генерация в 2023 году составила ~50,6 ТВт-ч (+68% к 2022 году) при установленной мощности ~37,8 ГВт (+54%). Столь высокие темпы связаны с государственными аукционами по закупке энергии ВИЭ, притоком частных инвестиций и программой поддержки распределенной генерации. По данным регулятора ANEEL, в 2024 году планируется ввести дополнительно около 10,8 ГВт солнечных и 4,9 ГВт ветровых мощностей – свидетельство приверженности дальнейшему наращиванию чистых источников. В результате к 2023 году суммарная установленная мощность ВИЭ (без гидро) уже сопоставима с гидроэнергетикой, а рост ветра и солнца на 180% за 2018–2022 годы многократно превысил рост гидромощностей (~5%). При этом доля ископаемых в энергоустановках остается менее 15% – электроэнергетика Бразилии остается одной из самых декарбонизированных в мире.
Помимо электроэнергетики Бразилия славится обширным использованием биоэнергии. Биотопливо играет стратегическую роль в транспорте: благодаря программе этанола, начатой еще в 1970-х годах, подавляющее большинство легковых автомобилей в стране – это flex-fuel, способные работать на бензине с этанолом или чистом этаноле. В 2023 году производство этанола оценивалось почти в 33 млрд л (+7% к 2022 году), что делает Бразилию вторым в мире производителем после США. Этанол из сахарного тростника заместил значительную часть бензина: на долю этанола приходится около 38% потребления топлива в легковом транспорте. Остальная часть – это бензин с 27%-й примесью этанола (E27). Биодизель также получил развитие: правительство поэтапно повышает обязательную долю его примеси в дизтопливе (с B10 до B12 в 2023 году и запланировано B15 к 2026 году). В 2023 году смесь была увеличена до 12%, что вызвало скачок потребления биодизеля на 19%; годовое производство превысило 7,5 млрд л. В результате возобновляемые источники (главным образом этанол и биодизель) обеспечили 22,5% энергопотребления транспортного сектора Бразилии в 2023 году (годом ранее 22%) – один из самых высоких показателей в мире.
Для стимулирования биотоплива и снижения углеродного следа топлива с 2018 года реализуется национальная политика RenovaBio. Эта программа устанавливает целевые показатели по сокращению выбросов парниковых газов в топливном балансе и вводит торговлю углеродными кредитами (CBIO) для производителей топлива. Цель – снизить углеродоемкость реализуемого топлива примерно на 10% к 2030 году, что эквивалентно предотвращению ~678 млн т CO₂-экв., тем самым внести вклад в выполнение климатических обязательств Бразилии по Парижскому соглашению. Программа RenovaBio успешно действует: с 2020 года на бирже B3 продаются CBIO-кредиты, их цены в 2022–2023 годах достигали рекордных уровней, стимулируя рост производства биотоплива без расширения угодий под него. В 2023 году регулятор ANP ввел новые, еще более жесткие целевые показатели сокращения выбросов для топливных компаний.
Итого возобновляемая энергетика прочно занимает центральное место в энергобалансе Бразилии. По данным баланса энергоснабжения Минэнерго страны, суммарная доля ВИЭ во всей первичной энергопоставке страны (включая транспорт, тепло и пр.) в 2023 году составила 49,1% – невероятно высокий уровень (для сравнения, в странах ОЭСР этот показатель в разы ниже). Бразилия сумела сочетать природный гидропотенциал, аграрные преимущества (для биотоплива) и рыночные механизмы развития новых ВИЭ, создав одну из самых зеленых энергосистем в мире. При этом страна продолжает внедрять новые технологии: развиваются проекты зеленого водорода, основывающиеся на дешевых возобновляемых источниках. В 2024 году принят закон № 14.948 о низкоуглеродном водороде, вводящий правовые рамки и налоговые льготы для производства зеленого водорода. Уже отобрано 12 пилотных проектов водородных хабов при поддержке Министерства энергетики.
Нефть и газ
Параллельно с зеленым поворотом Бразилия достигла больших успехов в нефтегазовом секторе. Страна располагает крупными запасами нефти, особенно в зоне глубоководного шельфа (так называемая pré-sal, подсолевая область). За последнее десятилетие добыча нефти существенно выросла за счет ввода в разработку pré-sal месторождений. Еще в первой половине 2010-х добыча держалась на уровне ~2–2,5 млн барр/сут, но к 2023 году она достигла рекордных величин – свыше 3,4 млн барр/сут в среднем за год. Это на ~13% больше, чем годом ранее, причем впервые преодолена отметка в 4 млн барр. н.э. в сутки, если считать вместе нефть и газ. Национальное агентство нефти (ANP) отмечает, что более 75% всей добычи теперь дают глубоководные pré-sal районы. Крупнейшие кластеры – бассейны Сантус и Кампус в Атлантике, где находятся гигантские месторождения «Тупи» (Лула), «Бузиос», «Меру» и др. (названия даны в честь морских обитателей). На три крупнейших поля – «Тупи», «Бузиос», «Меру» – приходится 69% добычи pré-sal. В 2022 году Бразилия стала крупнейшим производителем нефти в Латинской Америке, обогнав Мексику и Венесуэлу, и заняла девятое место в мире по объему добычи.
Petrobras – национальная нефтегазовая компания – играет ключевую роль в отрасли. Несмотря на частичную либерализацию сектора, Petrobras остается доминирующим оператором: на ее долю приходилось ~87% добычи нефти и 91% добычи природного газа в конце 2023 года. Компания управляет большинством морских платформ и инфраструктуры. В 2023 году Petrobras запустила сразу четыре новые плавучие добычные платформы (FPSO) на месторождениях pré-sal – в том числе FPSO Anna Nery и Anita Garibaldi на поле Марлим, FPSO Almirante Barroso на Бузиосе и FPSO Sepetiba на Меру. В конце 2023 года компания утвердила новую стратегию на 2024–2028 годы с ростом инвестиций на 31% (до 102 млрд долл.), причем 80% вложений направлено в разведку и добычу для наращивания запасов и максимизации отдачи от pré-sal. К 2030 году добыча нефти в стране прогнозируется в пределах 5 млн барр/сут, при этом до трех четвертей этого объема будет приходиться на pré-sal. Таким образом, нефтегазовый бум продолжится и Petrobras, обладая техническим опытом глубоководного бурения, остается локомотивом этого роста.
Рост добычи позволил Бразилии не только обеспечить внутренние потребности, но и нарастить нефтяной экспорт. В 2019–2024 годах экспорт нефти из Бразилии более чем удвоился по стоимости. 2024 год стал историческим: экспорт сырой нефти достиг ~45 млрд долл. (~89 млн т), что вывело нефть на первое место в структуре бразильского экспорта (13,3% общей стоимости экспорта) – впервые с 2012 года нефть обошла даже традиционную статью экспорта, сою. Физический объем вывоза достиг ~640 млн барр. за год (рост +10% к 2023 году), что, по сути, означает: впервые в истории Бразилия экспортировала более половины добытой нефти (около 52% производства). Основной покупатель – Китай, на который пришлось ~44% бразильского экспорта нефти в 2024 году. Далее следуют США (~13%) и Испания (~11%). Китай за последнее десятилетие стал крупнейшим потребителем бразильской нефти, потеснив прежних импортеров; стоимость поставок в Китай выросла в пять раз. Добыча pré-sal с невысокой себестоимостью и относительно невысоким содержанием серы делает бразильскую нефть конкурентоспособной на азиатском рынке.
Высокий уровень экспорта, однако, обнажил структурные проблемы нефтепереработки. Способностей национальных НПЗ недостаточно, чтобы переработать весь растущий объем добычи. В 2024 году около 52% сырой нефти было отправлено за рубеж, и часть затем вернулась уже в виде импортных нефтепродуктов. Несмотря на статус крупного добытчика, Бразилии приходится импортировать до 10% потребляемого бензина и до 25% дизеля, потому что внутренних нефтеперерабатывающих мощностей не хватает, особенно для дизельного топлива. Эта ситуация – следствие того, что новые нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) не строились (ряд проектов были заморожены в 2010-х), в то время как добыча резко выросла. В итоге страна стала чистым экспортером нефти, но остается нетто-импортером некоторых видов топлива. Такой парадокс приводит к упущенным выгодам: зависимость от импортного бензина/дизеля делает внутренний рынок уязвимым к внешним ценовым шокам, а экономика недополучает добавленную стоимость от глубокой переработки нефти внутри страны.
Природный газ в Бразилии в основном извлекается как попутный газ на морских нефтепромыслах. Добыча газа также выросла – в 2023 году достигла ~150 млн куб. м/сут (рост +8,7% к 2022 году), при этом pré-sal бассейн Сантус дает ~75% всего газа. Однако свыше половины добытого газа пока реинжектируется обратно в пласт из-за ограниченной инфраструктуры для его сбора и транспортировки. Страна исторически зависела от импорта газа из Боливии (по трубопроводу «Газбол») и от сжиженного газа (СПГ). В 2010-х Боливия покрывала значительную часть потребностей южных регионов Бразилии. С ростом своего производства Бразилия уменьшила импорт, но по-прежнему ввозит газ для балансировки спроса, особенно в пиковые периоды или в отдаленные штаты. В 2019 году истек долгосрочный газовый контракт с Боливией, и были заключены новые – на меньшие объемы, с возможностью гибко покупать СПГ на спотовом рынке. Тем не менее зависимость от внешнего газа сокращается: реализуются проекты по строительству газопроводов от pré-sal месторождений к берегу, а также проведена реформа газового рынка, нацеленная на привлечение частных инвесторов в газовую инфраструктуру и создание конкуренции. Ожидается, что открытие доступа к газотранспортным мощностям и отделение транспортировки от добычи (анбандлинг), предусмотренные реформой, позволят эффективнее использовать богатый газовый потенциал pré-sal. Кроме того, природный газ рассматривается как переходное топливо для энергетики, подстраховка в годы засух (газовые ТЭС компенсируют спады выработки ГЭС).
Влияние нефтегазового сектора на экономику и внешнюю политику Бразилии значительно возросло. Экспорт нефти приносит десятки миллиардов долларов, улучшая торговый баланс и укрепляя реальный (нацвалюту). Нефтедоллары стали важным источником поступлений в бюджет через рентные платежи и налоги. На внешнеполитической арене энергетическое богатство повысило вес Бразилии: страна активно сотрудничает с основными потребителями ее нефти (Китай, Индия), продвигает свои интересы на форумах типа G20, БРИКС. В 2023 году Бразилия совместно с США и Индией выступила инициатором Глобального альянса по биотопливам (Global Biofuels Alliance) для продвижения этанола и биодизеля в мире – это демонстрирует амбиции для экспорта не только сырья, но и своего успешного опыта возобновляемого топлива. При этом Бразилия старается балансировать между большими державами: на фоне обострения конкуренции США и Китая она сохраняет нейтралитет, но аналитики отмечают вероятность дальнейшего углубления энергетического партнерства с КНР, учитывая колоссальный спрос Китая и готовность Китая инвестировать в бразильскую энергетику.
Безопасность и диверсификация
Энергетическая безопасность для Бразилии означает способность удовлетворять внутренние потребности в энергии и устойчивость к внешним и внутренним шокам. В некоторых аспектах страна практически достигла самодостаточности: благодаря росту pré-sal Бразилия уже не зависит от импорта сырой нефти, а по жидким топливам покрывает львиную долю спроса за счет собственного производства нефти и биотоплива. Впервые в 2024 году внутреннее потребление нефти (около 48% добычи) было меньше экспорта. Тем не менее, как отмечалось, узкое место – нефтепереработка – заставляет импортировать готовые виды топлива (бензин, дизель), что создает риск при скачках мировых цен или перебоях у внешних поставщиков. Правительство стремится решить эту проблему через модернизацию НПЗ Petrobras и привлечение частных компаний в сбыт топлива, однако это задача среднего срока.
В электроэнергетике безопасность снабжения зависит от климатических факторов. Большая опора на гидроэнергию делает систему уязвимой к засухам. В 2021 году Бразилия пережила сильнейшую засуху за последние 91 год наблюдений, из-за чего уровень заполнения водохранилищ ГЭС упал до минимального значения за всю историю. Мощность ГЭС снизилась настолько, что страна вынуждена была вводить жесткую экономию: потребителей призывали снижать потребление электроэнергии, государственные учреждения урезали расход на 20%. Чтобы избежать веерных отключений, оператор ONS активно подключал дорогие тепловые электростанции и даже импортировал электричество из соседних стран (по сетям с Уругваем, Аргентиной). Тарифы на электроэнергию были повышены (на ~7% в сентябре 2021 года) из-за удорожания генерации на газе и мазуте, что подпитало инфляцию. Этот «гидрокризис» показал, что Бразилии необходимо диверсифицировать электроэнергетику. Уроки были учтены: ускоренное строительство ветровых и солнечных парков в 2018–2023 годах отчасти снизило нагрузку на ГЭС. Но и в 2024 году засушливые тенденции продолжались – данные показали истощение почвенной влаги в ключевых речных бассейнах юго-востока до минимумов за 20 лет. Это грозит затяжным эффектом: даже когда пойдут дожди, сначала воду впитает пересушенная почва, и приток в водохранилища может долго не восстановиться. В северном регионе уже приходилось частично останавливать ГЭС (например, Санто Антониу на р. Мадейра) из-за рекордно обмелевшей реки. Для покрытия пиковых нагрузок ONS вновь задействовал дорогие резервные станции на ископаемом топливе. Таким образом, изменение климата ставит под угрозу гидроэнергетическую основу Бразилии, требуя укрепления устойчивости энергосистемы.
Правительство и энергетические компании принимают меры для повышения надежности: расширяются сети передачи для маневрирования мощностями между регионами, вводятся системы раннего предупреждения и моделирования водных ресурсов. Большую роль играет интеграция альтернативной генерации: рекордный ввод ветра и солнца помог смягчить эффект засухи (в то же время возникли проблемы с передачей – избыточная энергия на севере не всегда могла быть доставлена на юг из-за ограничений сетевой пропускной способности, и регулятору приходилось временами ограничивать отбор энергии от ВИЭ). На 2024–2025 годы запланирован ввод нескольких крупных линий электропередачи (ЛЭП), включая дополнительные линии от ветро-СЭС кластеров северо-востока к югу, а также завершение долгожданного проекта по соединению штата Рорайма с национальной сетью (линия от ГЭС Тукуруи в Амазонии). Ранее удаленный штат Рорайма был единственным не связанным с единой энергосистемой (SIN) и с 2001 по 2019 год зависел от импорта электроэнергии из Венесуэлы. После энергетического коллапса в Венесуэле поставки прекратились и регион выживал на дорогих дизель-генераторах. В 2023 году при новой власти Бразилия даже согласилась временно возобновить импорт венесуэльской энергии, чтобы снизить затраты Рораймы, параллельно ускорив строительство своей ЛЭП. Эти шаги призваны ликвидировать «энергетические изолированные острова» внутри страны, повысив надежность снабжения даже в отдаленных уголках.
Что касается импорта/экспорта энергии, Бразилия в целом превратилась из нетто-импортера в нетто-экспортера по совокупному энергетическому балансу. Экспорт нефти (45 млрд долл.) и электроэнергии (в формате услуг Итайпу и пр.) перевешивает импорт нефти (почти ноль) и газа. Однако сохраняется уязвимость к внешним ценовым шокам. Еще в 2018 году рост цен на дизель спровоцировал общенациональную забастовку дальнобойщиков. С тех пор ценовая политика Petrobras – тонкий политический вопрос. В 2019–2021 годах Petrobras придерживалась принципа паритетного ценообразования с импортом (то есть внутренние цены двигались вслед за мировыми). В 2022 году топливо резко дорожало, что ударило по рейтингу тогдашнего правительства. Вступив в должность в 2023 году, президент Бразилии Лула да Силва дал сигнал изменить курс: Petrobras в мае 2023-го отказалась от жесткой привязки к импорту и перешла к новой стратегии ценообразования, нацеленной защищать внутренний рынок от волатильности. Компания стала сглаживать колебания: например, во второй половине 2023 года она длительное время не повышала цены на дизтопливо, невзирая на мировые тренды. В начале 2025 года, когда на внутреннем рынке цены превысили импортный паритет, Petrobras впервые за год снизила цену дизеля на 4,6%, следуя новой политике сдерживания инфляции. Такая государственная опека над ценами фактически выполняет роль субсидии потребителям, перекладывая часть издержек на компанию. Это повышает устойчивость к внешним шокам (для граждан и экономики), но может снижать прибыльность Petrobras и отпугивать миноритарных инвесторов. Баланс интересов здесь тонок, и правительство заверяет, что новая модель ценообразования будет поддерживать рентабельность, просто с меньшей мгновенной реакцией на мировые котировки.
