Татьяна Митрова

Глобальная перестройка энергетических рынков и перспективы российской экспортной ренты

Точка отсчета: внешние энергетические рынки для России в начале 2022 г.

В начале 2022 г. российский топливно-энергетический комплекс функционировал в условиях глубокой интеграции в глобальную энергетическую систему. Российские углеводороды занимали устойчивые позиции на мировых рынках, прежде всего в Европе, где они были встроены в производственные, инфраструктурные и финансовые цепочки. Европейский рынок обеспечивал не только значительные объемы спроса, но и высокое качество экспортной выручки: минимальные логистические издержки, развитую страховую и банковскую инфраструктуру, высокую платежную дисциплину и предсказуемость контрактных отношений. Российский газ был структурным элементом европейского энергобаланса, обеспечивая гибкость и сезонное балансирование спроса, а нефть и нефтепродукты занимали существенную долю в импорте стран ЕС.

Российская модель экспорта предполагала сохранение ключевых рынков сбыта, относительную стабильность ценовых условий и доступ к международным технологиям, сервисам и финансированию. Энергетическая рента рассматривалась как устойчивая база бюджетной и макроэкономической стабильности. Таким образом, исходная конфигурация характеризовалась сочетанием масштабных экспортных объемов, относительно благоприятных ценовых условий и высокой институциональной связанности с мировыми рынками.

Важно подчеркнуть, что довоенная модель обеспечивала не только объемы экспорта, но и высокое качество экспортной ренты: минимальный дисконт к бенчмаркам, короткое логистическое плечо, низкие транзакционные издержки и предсказуемость расчетов. Именно эта «премиальная» характеристика экспорта была ключевым элементом устойчивости бюджетной модели.

Структурная трансформация внешней среды к 2026 г.

К 2026 г. внешние условия функционирования российского ТЭК изменились радикально – и количественно, и качественно, и структурно. Эти изменения носят долгосрочный характер и сохранят свое влияние даже в случае частичной или полной нормализации политических отношений. Речь идет не о временных санкционных ограничениях, а о трансформации энергетических балансов, торговых маршрутов, институциональных правил и репутационного профиля российского экспорта.

Структурные изменения можно сгруппировать по трем направлениям:

1. трансформация спроса и энергобаланса ключевых потребителей, прежде всего Европы;
2. институционализация диверсификации поставок и глобальная перестройка торговых маршрутов;
3. изменение условий торговли и деградация качества экспортной ренты.

Первое и наиболее фундаментальное изменение касается самой структуры европейского энергопотребления. В российской дискуссии этот сдвиг нередко сводится к формуле «Европа заменила российского поставщика». Однако более корректно говорить о том, что Европа изменила собственную модель энергопотребления и генерации.

В электроэнергетике произошел качественный рост доли возобновляемых источников энергии. По данным Ember, в 2024 г. около 47% электроэнергии в ЕС было произведено из ВИЭ, а в 2025 г. показатель удержался примерно на уровне 48% - несмотря на колебания гидрогенерации и ветра, компенсированные ростом солнечной генерации. Это означает, что в энергобалансе усилилась доля переменных источников, а роль газа все более смещается от «системообразующего» к «балансирующему» топливу. Даже при гипотетическом политическом смягчении возврат к прежнему уровню спроса маловероятен, поскольку сам профиль энергосистемы изменился.

Второй компонент трансформации - снижение промышленного спроса на газ. Часто этот процесс обозначают как «деиндустриализацию», однако более корректно говорить о сочетании нескольких взаимосвязанных механизмов: сокращение части энергоемких производств после ценового шока 2022 г.; повышение энергоэффективности и частичное замещение газа электричеством или альтернативными источниками, оптимизация процессов, и, наконец, перераспределение производственных цепочек за пределы ЕС, особенно в сегментах с высокой чувствительностью к стоимости энергии. Таким образом, речь идет не о краткосрочной рецессии, а о структурной коррекции. Европейская промышленность либо адаптируется к новым условиям, либо сокращается, либо переносится.

Третий элемент европейского сдвига - новая европейская политика, сочетающая ускоренное развитие ВИЭ, реформирование сетей, стимулирование накопителей энергии и пересмотр регуляторных механизмов. Это не завершенный процесс, но его направление очевидно: Европа пытается уменьшить зависимость от импортных ископаемых ресурсов и одновременно снизить стоимость энергии через технологическую трансформацию.

Практический вывод для России заключается в том, что даже в случае отмены формальных ограничений фундаментальный профиль европейского спроса изменился. Это ограничивает потенциал восстановления экспортных объемов и, что еще важнее, снижает вероятность возврата прежней «премиальной» модели торговли.

Второй структурный сдвиг - это не декларативная, а реализованная диверсификация поставок.

По газу ключевым бенефициаром европейского разворота стали США. Доля американского СПГ в импорте ЕС выросла с примерно 24% в начале 2021 г. до порядка 60% к началу 2026 г. Это означает не просто смену поставщика, а переход от трубопроводной модели к модели, основанной на СПГ, спотовых поставках и гибких контрактах. Такой рынок характеризуется иной ценовой структурой, большей ролью спота, большей конкуренцией между поставщиками и меньшей устойчивостью долгосрочной двусторонней зависимости.

По нефти диверсификация носит еще более завершенный характер. Доля российских нефтепродуктов и сырой нефти в импорте ЕС снизилась с 29% в первом квартале 2021 г. до около 1% к началу 2026 г. Россию заместили производители из Северного моря, США, Ближнего Востока, Казахстана и других источников. Европейские НПЗ заместили российскую нефть поставками из альтернативных источников, а российские компании перенаправили экспорт в Азию, прежде всего в Китай и Индию. Это привело к удлинению логистических маршрутов, увеличению транспортных издержек и росту роли посредников.

Особенность этого процесса заключается в его институционализации: диверсификация закреплена в долгосрочных контрактах, инфраструктурных инвестициях, переработке логистических маршрутов. Возврат к прежней структуре потребует не только политического решения, но и пересмотра уже реализованных инвестиционных стратегий.

Дополнительное измерение - рынок нефтепродуктов. Ограничения на импорт российской нефти и продуктов привели к перестройке downstream-цепочек. США нарастили поставки дизеля в Европу, Индия увеличила переработку российского сырья с последующим экспортом, изменились маршруты поставок. Это означает, что санкционный режим трансформировал не только upstream-сегмент, но и глобальную переработку. В принципе, это обратимые процессы, но стимулы в этом случае должны быть очень высоки и очевидны, как и дисконты.

Перераспределение потоков сопровождалось усилением зависимости России от ограниченного числа крупных покупателей. При этом переговорная позиция этих покупателей усилилась, что отразилось на величине предоставляемых дисконтов. К 2026 г. проявились новые риски: сокращение импорта Urals Индией после торговых договоренностей с США и попытки России увеличить поставки в Китай с более глубокими дисконтовыми предложениями. Это демонстрирует уязвимость модели, основанной на ограниченном числе крупных покупателей.

Газовая динамика аналогична. Трубопроводные поставки в Европу сократились до порядка 15 млрд куб. м в 2025 г. – одной десятой довоенного уровня. Восточное направление, напротив, выросло до около 38 млрд куб. м в Китай по «Силе Сибири». Однако суммарный объем и выручка остается намного ниже довоенного уровня европейского экспорта.

Таким образом, глобальная география российских экспортных потоков изменилась, но новая конфигурация характеризуется более высокой концентрацией рисков и меньшей устойчивостью. Наиболее существенное изменение - деградация качества экспортной ренты. Совокупные доходы России от экспорта нефти, газа, угля и нефтепродуктов за 12 месяцев к февралю 2026 г. составили €193 млрд - на 27% ниже довоенного уровня. При этом падение доходов по сырой нефти связано прежде всего с дисконтом, а не со снижением объемов. Фактически, появились дополнительные трансакционные издержки на экспорт, включающие повышенные фрахтовые ставки, страховые надбавки, комиссии посредников, потери от обходных схем, риск периодических сбоев поставок и т.д.

Таким образом, дисконт российской нефти и газа перестал быть временной уступкой и стал встроенной характеристикой экспортной модели. Он отражает не только политический риск, но и структуру логистики, ограниченность числа покупателей и снижение прозрачности цепочек поставок. Следовательно, объемы сами по себе перестают быть достаточным показателем устойчивости экспорта: ключевым становится нетбэк и глубина дисконта.

Перенаправление российских поставок вызвало каскадные изменения в мировой торговле энергоресурсами. Увеличились объемы межрегиональных перевозок, расширилась практика перевалки грузов, заметно увеличился сегмент «теневого флота». Эти процессы повысили сложность и непрозрачность торговых операций.

Системная особенность новой конфигурации заключается в том, что экспорт все в большей степени осуществляется вне привычных институтов торговли. Это повышает транзакционные издержки, усиливает юридические и санкционные риски и снижает устойчивость экспортных потоков к внешним шокам. При этом возможность дальнейшего ужесточения мер - в том числе в сфере страхования, логистики и финансовых расчетов - остается существенным фактором неопределенности.

Таким образом, даже без формального полного эмбарго российский ТЭК оказался в режиме торговли под повышенным давлением, что формирует устойчивый негативный эффект на доходность.

Кроме того, за четыре года российский экспорт приобрел устойчивую репутационную характеристику как поставщик дешевых, но санкционно рискованных ресурсов. Переориентация на Китай, Индию и другие развивающиеся рынки позволила сохранить объемы, однако маржинальность снизилась, а требования комплаенса и прозрачности - минимизированы.

За эти годы сформировался параллельный санкционный рынок с собственной логикой ценообразования, логистикой и финансовыми каналами. Эта инфраструктура доказала свою работоспособность, однако она изначально предполагает более низкую ренту и более высокие риски.

Проблема в том, что репутация «дисконтового поставщика» закрепляется, и ее изменение потребует времени и институциональных гарантий. Это означает, что даже при формальной отмене ограничений восстановление прежнего ценового статуса будет требовать времени и институциональных гарантий, поскольку репутационный профиль в международной торговле изменяется медленно.

Помимо энергетических и санкционных факторов, последние четыре года изменили и макроконтекст мировой энергетики.

Во-первых, климатическая повестка утратила монопольный приоритет, уступив место сочетанию affordability и energy security. После ценового шока 2022 г. правительства стали более осторожны в ускорении декарбонизации без учета социальной и промышленной устойчивости.

Во-вторых, с приходом администрации Трампа в США усилилась глобальная фрагментация и торговая напряженность. Пересмотр климатических обязательств, ослабление регулирования и тарифные конфликты снизили координацию глобальной климатической политики. Это привело к замедлению ряда зеленых инициатив в США, но одновременно усилило позицию Китая как ключевого производителя оборудования для ВИЭ, батарей и электромобилей – т.н. «Electrostate».

В-третьих, усилилась геоэкономическая поляризация. Формируются региональные блоки, возрастает роль промышленной политики, технологического суверенитета и контроля цепочек поставок. Энергетика становится частью более широкой стратегии экономической безопасности.

В целом к 2026 г. внешняя среда для российского ТЭК стала многомерной и структурно гораздо менее благоприятной.

Глобальный контекст 2026-2030 гг.

К 2026 г. мировая энергетическая система характеризуется сложным сочетанием трех процессов:

• ускорение технологической трансформации (электрификация, ВИЭ, накопители);
• усиление факторов энергобезопасности и доступности (affordability);
• геоэкономическая фрагментация.

Несмотря на различия в многочисленных прогнозах, можно выделить набор устойчивых выводов, с которыми соглашается большинство международных организаций, компаний и аналитических центров.

Во-первых, электрификация становится доминирующим структурным трендом. Рост спроса на электроэнергию опережает рост первичного энергопотребления. В WEO-2025 (STEPS) IEA оценивает рост пикового спроса на электроэнергию примерно на 40% к 2035 г. Аналогичные тенденции фиксируются и в корпоративных прогнозах. Электрификация транспорта, теплоснабжения, цифровой инфраструктуры и части промышленности становится ключевым драйвером трансформации.

Второй важнейший тренд - торможение спроса на нефть и уголь. Даже в умеренных сценариях дорожный транспорт перестает быть главным драйвером нефтяного спроса. Сектор легковых автомобилей постепенно электрифицируется, а рост потребления смещается в нефтехимию, авиацию и развивающиеся рынки. Уголь во всех основных сценариях достигает пика до или около 2030 г.

Газ занимает промежуточную позицию. Он необходим для обеспечения гибкости энергосистем и замещения угля, особенно в Азии, но его долгосрочная роль зависит от скорости внедрения ВИЭ, накопителей и сетевой инфраструктуры, а также от регуляторики (метан, углеродная интенсивность).

Таким образом, базовый консенсус состоит не в том, что «углеводороды исчезают», а в том, что их период быстрого структурного роста завершен. Принципиальное отличие текущего периода от 2000–2019 гг. заключается в том, что исчезает структурная экспансия спроса на углеводороды как системная предпосылка роста цен.

Большинство крупных международных организаций и компаний признают ускорение электрификации, рост доли ВИЭ и замедление темпов роста спроса на нефть и уголь. В то же время сохраняются различия в оценке долгосрочной траектории. Часть прогнозов предполагает достижение пика спроса на нефть в конце 2020-х годов с последующим постепенным снижением, другие - продолжающийся умеренный рост до 2040-х. Аналогично, по газу одни сценарии предполагают продолжительный рост за счет развивающихся рынков, другие — плато в 2030-х. Таким образом, неопределенность касается не факта замедления роста, а его глубины и темпа, причем на горизонте 2040 г. даже наиболее оптимистичные сценарии не предполагают возвращения к устойчивому ускоряющемуся росту спроса на нефть.

Для анализа внешних условий России важен не столько выбор «правильного» сценария, сколько понимание диапазона возможных траекторий. В любом случае, период устойчивого и быстрого роста спроса на углеводороды завершен, а рынок становится более конкурентным и чувствительным к политике и технологиям.

Ключевое расхождение прогнозов касается сроков и глубины изменения спроса. Если сопоставить различные источники, становится очевидным, что диапазон неопределенности остается значительным.

• IEA (WEO-2025, STEPS) - плато мирового спроса на нефть около 2030 г. (~105 млн барр./сут) с последующим постепенным снижением. Газ достигает плато в середине 2030-х гг.
• OPEC (World Oil Outlook 2025) - продолжение роста спроса на нефть до 2050 г. (до ~123 млн барр./сут), отрицание «пика» в обозримой перспективе.
• ExxonMobil Energy Outlook 2025 - стабилизация спроса после 2030 г., но без резкого спада; спрос выше 100 млн барр./сут даже к 2050 г.
• BP Energy Outlook 2025 - смещение пика ближе к 2030 г. с последующим замедлением.
• IEF Outlook Comparison 2025 - демонстрирует реальный «раскол»: часть сценариев предполагает спад нефти после 2030 года, часть - продолжение роста; по газу более половины сценариев допускают рост к 2050 г., но с существенно меньшими темпами, чем ожидалось прежде.

Существенно, что ни один из основных прогнозов больше не предполагает устойчивый и быстрый рост ископаемых видов топлива на горизонте до 2030 г. Для России это принципиально: даже если «пик нефти» переносится, сама логика замедления роста означает снижение вероятности новых долгосрочных ценовых суперциклов.

При этом энергопереход продолжается, глобальные инвестиции подтверждают технологическую трансформацию. BloombergNEF оценивает инвестиции в энергопереход в 2025 г. в $2,3 трлн (+8% к 2024 г.). Основные направления - электромобили, ВИЭ, сети, накопители. IRENA фиксирует рекордный прирост мощностей ВИЭ (585 ГВт в 2024 г.), а IEA прогнозирует почти 4 600 ГВт новых ВИЭ-мощностей в 2025–2030 гг.

Однако одновременно наблюдается сдвиг приоритетов: энергопереход продолжается, но он все чаще трактуется как элемент экономической безопасности в условиях усиливающейся фрагментации мировой экономики, роста торговых и тарифных конфликтов, увеличения роли промышленной политики и технологического суверенитета.

С приходом администрации Трампа США пересматривают часть климатических инициатив, ослабляют регуляторное давление и усиливают приоритет ископаемых ресурсов. Это создает эффект «двухскоростной» климатической политики: Европа и Китай продолжают ускорять ВИЭ, США замедляют ряд направлений.

Парадоксально, но это усиливает позицию Китая как глобального производителя солнечных панелей, батарей, электромобилей - своеобразного «Electrostate».

Для России важна именно эта фрагментация: энергетические рынки становятся частью геоэкономической конкуренции.

Рынок нефти

Даже при отсутствии резкого спада мировой спрос на нефть становится ограниченным. Основные драйверы спроса теперь – не дорожный транспорт, а нефтехимия, авиация и грузовой транспорт. Даже если часть сценариев предполагает более поздний пик, общий тренд - замедление роста. При этом сланцевая добыча США, проекты Бразилии и Гайаны, мощности стран Ближнего Востока формируют более конкурентный рынок.

К 2026 г. на рынке сформировался определенный профицит предложения, который может исчезнуть в условиях разворачивающегося конфликта на Ближнем Востоке, но, тем не менее, ярко иллюстрирует новый тренд.

ОПЕК+ пытается осторожно управлять добычей на фоне геополитических рисков. На практике это означает «коридорный» рынок: высокая волатильность вокруг геополитических событий, но меньшая вероятность устойчивых сверхвысоких цен без явного дефицита предложения. Для России ключевая проблема в том, что в таком рынке дисконт и транзакционные потери становятся определяющими для бюджета: при $90 Brent устойчивость системы высока, при $60 - качество торговой инфраструктуры и доступ к сервисам становится решающим. Следовательно, даже при сохранении абсолютных объемов добычи способность генерировать прежний объем бюджетных доходов снижается, поскольку экспортная модель оказывается более чувствительной к колебаниям мировых цен, а экспортер, который торгует с дисконтом и риском, оказывается в худшем положении, чем экспортер с доступом к премиальным рынкам. Это структурное ухудшение внешних условий и основа для сценариев.

Природный газ и СПГ

Глобальный газовый рынок в 2025–2026 годах находится на переломе между «кризисной» логикой дефицита (2022–2023 гг.) и новой логикой избыточного предложения (2026–2030 гг.). Основа этого перелома – новая волна ввода в эксплуатацию проектов производства СПГ. IEA прямо называет ее крупнейшей в истории сопоставимых периодов: около 325 млрд куб. м/год новой экспортной мощности СПГ ожидается к 2030-му из проектов, уже прошедших FID и находящихся в строительстве.

Это важно по двум причинам. Прежде всего, рынок СПГ становится более эластичным и более связанным: спот и краткосрочные поставки будут все сильнее ограничивать региональные премии. Это не гарантирует низких цен, но это означает, что «дефицитная премия» перестанет быть устойчивой нормой. Во-вторых, газовый рынок превращается в рынок покупателя. Еще один важный структурный фактор - спрос. Даже те прогнозы, которые не ожидают быстрого падения газа, признают смещение роли газа: он все больше нужен для обеспечения гибкости, покрытия пиков и замещения угля в развивающихся странах, но в развитых экономиках его рост ограничен электрификацией и регуляторикой по метану. Большинство прогнозов предполагают рост потребления газа до 2030-х гг., но с пониженными темпами по сравнению с довоенными ожиданиями. Спрос в Европе и Северной Америке стабилизируется, в Азии остается ключевой зоной неопределенности.

Для России это означает, что даже на восточных рынках газ будет продаваться в условиях более конкурентного предложения (США, Катар, новые проекты), а значит, без доступа к технологиям и дешевому капиталу на СПГ и без сильной переговорной позиции по трубопроводам ожидать высокой газовой ренты становится все сложнее. В отличие от нефтяного рынка, где объемы остаются ключевым фактором, на газовом рынке стратегическое значение приобретает доступ к технологиям сжижения, флоту и долгосрочным контрактам. В условиях новой СПГ-волны конкурентоспособность определяется не ресурсной базой, а инфраструктурой и институциональным доступом.

Уголь

Уголь - наиболее инерционный компонент мировой энергетики. В 2025 г., по данным IEA, мировой спрос на уголь достиг рекордного уровня около 8,85 млрд тонн, но агентство считает, что спрос достиг плато и может начать очень постепенное снижение к 2030-му по мере роста конкуренции со стороны ВИЭ, атома и газа. Важно не переоценивать скорость этого снижения. В Азии уголь остается базовым источником для электроэнергетики и промышленности, особенно там, где развитие сетей не успевает за вводами новых ВИЭ. Но тенденция на горизонте 2030-х для международной торговли углем - к снижению или стагнации, а не к росту.

Для России на уровне глобального контекста главный вывод простой: уголь не исчезнет в ближайшее десятилетие, однако мировой спрос и торговля переходят из режима роста в режим медленного сжатия, а значит, уголь становится все менее маржинальным товаром.

Зеленая энергетика

Энергопереход продолжается, как и радикальное удешевление и масштабирование зеленых технологий и внушительный рост инвестиций в новую энергетику. Глобальные инвестиции в энергопереход достигли рекордных уровней в 2025 г. Рост солнечной и ветровой генерации, развитие накопителей энергии, электромобилей и сетевой инфраструктуры формируют новый технологический контур мировой энергетики. Динамичный рост возобновляемой и атомной энергетики подняли долю низкоуглеродных источников генерации в глобальной структуре до 43% в 2025 г., что стало новым рекордом. В результате доля низкоуглеродной генерации в мировой электроэнергетике растет быстрее, чем предполагалось еще несколько лет назад, что в долгосрочной перспективе усиливает давление на тепловую генерацию.

В США под давлением администрации Трампа наблюдается торможение ряда климатических и регуляторных драйверов, особенно в части EV и «чистых» стандартов. Но важно разделять американскую траекторию и глобальную. Даже при торможении в США мировой EV-рынок продолжает расти: Энергопереход сегодня - это не один регуляторный акт, а масштабная трансформация капитала, технологий и цепочек поставок.

Политические колебания в отдельных странах могут замедлять отдельные сегменты, однако глобальный тренд на электрификацию и декарбонизацию сохраняется. Кроме того, за последние несколько лет были приняты важнейшие регуляторные акты (например, Закон о снижении инфляции в Соединенных Штатах, более амбициозные среднесрочные цели и меры поддержки в Европе, а также активная поддержка чистой энергетики в Китае, Индии и Бразилии), которые на законодательном уровне закрепили цели крупнейших экономик мира по поддержке и финансированию развития новой энергетики. Правительства многих стран делают ставку на низкоуглеродное развитие и принимают промышленные стратегии, направленные на поддержку инвестиций в локализацию производств и создание новых рабочих мест в сфере чистой энергетики.

Для России это означает, что конкурентоспособность на внешних рынках все в большей степени определяется не только ценой сырья, но и способностью соответствовать новым технологическим и экологическим стандартам. В целом, для экспортера с дисконтом и ограниченным доступом к «белым» рынкам все эти тренды означают структурно менее благоприятную среду на горизонте 2030–2040 гг. К 2026 г. прогнозная картина мировой энергетики стала более сложной: одновременно усиливаются и тренды энергоперехода, и соображения энергобезопасности, и факторы геоэкономической фрагментации. Именно это сочетание важно для России: оно определяет и объем спроса, и структуру рынков, и регуляторные барьеры.

Углеродное регулирование и стандарты доступа

С 2026 г. углеродные механизмы, такие как CBAM, переходят в более жесткую фазу применения. Помимо прямых тарифных эффектов, они создают требования к раскрытию данных о выбросах и углеродной интенсивности продукции.

Регулирование метановых выбросов, стандарты в морском транспорте и другие меры усиливают роль экологических параметров в международной торговле. Для стран с ограниченным доступом к прозрачной финансовой и логистической инфраструктуре это создает дополнительный барьер.

В долгосрочной перспективе углеродные стандарты становятся структурным фактором, влияющим на экспортные возможности и цену доступа к рынкам. Это означает, что ценовая конкурентоспособность все чаще определяется не только себестоимостью добычи, но и способностью верифицировать углеродный и метановый след продукции. Почему это важно именно для России? Потому что «параллельная» торговля - это не только санкции, это еще и невозможность соответствовать стандартам данных и прозрачности в той мере, которая требуется премиальным рынкам. Если цепочка поставки непрозрачна, если бенефициары и логистика прячутся, если невозможно верифицировать выбросы – продавец получает дисконт за несоответствие стандартам. В 2030-е эта логика будет только усиливаться.

Сценарии внешних условий функционирования ТЭК России до 2035–2040 гг. и их последствия для структуры экспорта и экспортной выручки

Анализ внешних условий функционирования российского ТЭК требует не линейного прогноза, а сценарного подхода. Сочетание геополитической неопределенности, трансформации мировой энергетики, ужесточения нетарифных барьеров и технологической перестройки делает невозможным построение единственной траектории. Поэтому ниже предлагается система сценариев до 2035 г., где каждый вариант описывает не только конфигурацию внешних ограничений, но и изменения в структуре экспорта, динамике выручки и долгосрочных последствиях по сравнению с довоенным уровнем (2019–2021 гг.).

В качестве точки отсчета принимается довоенная модель: высокая доля Европы в экспорте нефти, нефтепродуктов и особенно газа; минимальные дисконты; короткое логистическое плечо; ограниченные транзакционные издержки; высокая предсказуемость контрактных режимов; экспортная выручка, которая на пике 2022 г. (на фоне ценового шока) существенно превышала исторические уровни. Именно эта модель фактически прекратила существование в 2022–2023 гг.

В первую очередь, условия функционирования российского ТЭК будут определяться дальнейшим развитием военного конфликта. В случае его усугубления нельзя полностью исключить и введение вторичных санкций, что приведет к дополнительному снижению выручки от продаж на остальные внешние рынки.

В случае достижения мирных договоренностей, возможны различные варианты сохранения или снятия (частичного / полного) санкции, возвращения на российский рынок иностранных инвесторов. Особый вопрос связан с форматами взаимодействия с Украиной (репарации и др.). В этом случае открываются перспективы частичного возвращения на потерянные внешние рынки, но полного восстановления объемов энергетического экспорта в западном направлении не предвидится в любом случае: как показано выше, до конца этого десятилетия часть рыночных ниш существенно сократится как в силу энергоперехода и неуклонного сокращения потребления (нефтяной рынок ЕС, Японии и Корея; европейский угольный рынок), так и за счет замещения российских углеводородов поставками других производителей (европейский газовый рынок).

Сжатие европейского рынка углеводородов происходило бы в любом случае (возможно, более медленно), и полностью восстановить позиции на нем уже точно не получится даже в самых благоприятных геополитических сценариях. России в любом случае пришлось бы диверсифицировать свои поставки углеводородов на Восток, однако сейчас этот процесс происходит в гораздо более сложных условиях. Важно подчеркнуть также, что китайский рынок не является панацеей – он пройдет пик потребления угля уже в ближайшие годы, так что перспективы экспорта этого вида топлива имеют наиболее высокие риски. На горизонте до 2030 г. Китай с высокой степенью вероятности может столкнуться и с пиком потребления нефти. Таким образом, для России в долгосрочной перспективе задача поддержания объемов углеводородного экспорта становится особенно непростой – вероятно, она будет завязана на развивающиеся страны Азии.

Ниже представленные сценарии различаются по четырем ключевым параметрам: глубине санкционного режима, величине дисконта, глобальной ценовой конъюнктуре и доступу к технологиям и инфраструктуре.

Сценарий I: Эскалация и институционализация вторичных санкций

В данном сценарии предполагается усиление санкционного режима, включая системные вторичные санкции в отношении компаний, обеспечивающих транспортировку, страхование, расчеты и сервисное сопровождение российского экспорта. Ограничения распространяются не только на саму торговлю нефтью и газом, но и на сопутствующую инфраструктуру. Усиливается контроль за обходными схемами, расширяется список судов, трейдеров и финансовых посредников под санкциями. Часть стран-покупателей, опасаясь вторичных санкций, сокращает закупки либо требует более глубоких ценовых уступок.

Структура экспорта. К 2030 г. экспорт нефти и нефтепродуктов в физическом выражении может сократиться на 15–30% по сравнению с текущим уровнем середины 2020-х. Основная причина - не ресурсное ограничение, а сужение логистической и финансовой инфраструктуры. Поставки концентрируются в узком круге государств, готовых работать вне западных институтов. Доля Азии в структуре экспорта превышает 80–85%. Европейское направление по газу практически полностью закрыто. Экспорт трубопроводного газа стабилизируется на уровне 30–50 млрд куб. м в год (Китай и ограниченные рынки СНГ), что в несколько раз ниже довоенного уровня европейских поставок. СПГ-экспорт сталкивается с ограничениями по флоту и технологиям.

Экспортная выручка. Даже при умеренном мировом ценовом фоне суммарная экспортная выручка ТЭК к 2030 г. может снизиться до порядка 110–150 млрд евро в год (в сопоставимых ценах), что существенно ниже довоенного среднего уровня 2018–2019 гг. и значительно ниже рекордных доходов 2022 г. К 2035 г. в условиях замедления роста мирового спроса на нефть и усиления конкуренции предложения возможен дальнейший спад, если не произойдет радикального технологического обновления и снижения дисконта. По сравнению с довоенным периодом структура экспортной выручки становится более концентрированной по нефти и менее диверсифицированной по рынкам.

Структурные последствия. Формируется высокая зависимость от ограниченного числа покупателей, устойчивый дисконт, повышенная волатильность. Инвестиции в сложные проекты (шельф, СПГ в Арктике, трудноизвлекаемые запасы) сокращаются. Технологический разрыв усиливается, что повышает риск постепенного снижения добычи после 2030 г.

Сценарий II: Длительная конфронтация и сохранение параллельной инфраструктуры

Этот сценарий предполагает сохранение действующего санкционного режима без его радикального ужесточения, но и без существенного смягчения. Параллельная инфраструктура торговли (теневой флот, альтернативные финансовые каналы, посредники) продолжает функционировать, однако остается уязвимой к точечным ограничениям.

Структура экспорта. Экспорт нефти удерживается на уровне, близком к текущему (, но с устойчивым дисконтом к мировым бенчмаркам. Европа практически отсутствует как рынок трубопроводного газа, а Китай становится главным потребителем, однако его объемы (около 44 млрд куб. м к 2030 г.) не компенсируют утраченные европейские поставки. СПГ остается важным, но не растущим сегментом.

Экспортная выручка. С учетом текущего уровня -193 млрд евро (по данным 2025–нач. 2026 гг.) возможный диапазон к 2030 г. - 150–210 млрд евро в год. Выручка остается волатильной и зависит от мировых цен на нефть. Газовая составляющая структурно ниже довоенной и не восстанавливается. К 2035–2040 гг. риск снижения выручки усиливается из-за замедления мирового спроса и роста СПГ-конкуренции. По сравнению с довоенным периодом структура экспортной выручки становится более концентрированной по нефти и менее диверсифицированной по рынкам.

Структурные последствия. Инвестиции поддерживаются, но в ограниченном объеме, что создает риск отложенной деградации добычной базы после 2035 г.

Сценарий III: Частичная нормализация без полной реинтеграции

В этом варианте происходит политическое смягчение и частичное снижение санкционных рисков, однако сохраняются ограничения по технологиям, комплаенсу и стандартам. Европа продолжает структурную трансформацию энергобаланса и не возвращается к прежним объемам импорта российских углеводородов.

Структура экспорта. Нефтяной экспорт стабилизируется с меньшим дисконтом и более устойчивой логистикой. Возможен частичный возврат отдельных европейских покупателей, но объемы не достигают довоенных. Газ остается преимущественно азиатским товаром; европейское направление ограничено из-за инфраструктурной инерции и правовых норм. СПГ может постепенно расширяться при доступе к технологиям и капиталу.

Экспортная выручка. За счет снижения дисконта и уменьшения транзакционных издержек диапазон выручки к 2030 г. может достигать 180–240 млрд евро в год. К 2035 г. траектория будет зависеть от способности соответствовать углеродным и метановым стандартам. По сравнению с довоенным периодом структура экспортной выручки становится более концентрированной по нефти и менее диверсифицированной по рынкам.

Структурные последствия. Появляется окно для модернизации отрасли и пересмотра фискальной политики.

Сценарий IV: Мирное соглашение и реинтеграция в трансформированную мировую энергетику

Этот сценарий предполагает политическую нормализацию и снятие значительной части санкций, включая доступ к технологиям, финансированию и сервисам. Однако мир к 2030 г. уже отличается от мира 2021 г.

Структура экспорта. Нефтяной экспорт восстанавливается по качеству (минимальный дисконт), однако европейский рынок остается частично замещенным. Газовая динамика ограничена структурным снижением спроса в ЕС и конкуренцией СПГ. Даже при полной реинтеграции Россия возвращается не в прежнюю архитектуру, а в более конкурентную систему.

Экспортная выручка. При благоприятном мировом ценовом фоне диапазон к 2030 г. может составлять 210–270 млрд евро. К 2035–2040 гг. возможен рост до 240–300 млрд евро, однако это требует сохранения конкурентоспособности в условиях плато мирового спроса на нефть и усиления углеродных требований. Однако к 2040 г. даже в условиях относительной нормализации экспортная рента будет зависеть от динамики мирового спроса на нефть и способности России встроиться в новые низкоуглеродные цепочки стоимости.

Структурные последствия. Открывается возможность для институциональной реформы, технологического обновления и снижения углеродной интенсивности.

Сценарий V: Полная перезагрузка и акenergyтивная адаптация к энергопереходу

Максимально благоприятный сценарий предполагает не только политическую нормализацию, но и стратегический разворот российской энергетической политики в сторону адаптации к глобальному энергопереходу.

Структура экспорта. Нефть остается значимым экспортным товаром, но растет доля продуктов глубокой переработки и энергоемких товаров с подтвержденной углеродной интенсивностью. Газовая стратегия включает развитие СПГ с технологической кооперацией. Появляются новые направления (водород, аммиак, электроэнергия), хотя их доля к 2035 г. остается умеренной.

Экспортная выручка. К 2030 г. возможен диапазон 240–310 млрд евро при благоприятном ценовом фоне и отсутствии дисконта. Однако к 2040 г. даже при успешной адаптации выручка зависит от мирового спроса, который в большинстве умеренных сценариев не предполагает возврата к экспоненциальному росту.

Структурные последствия. ТЭК трансформируется из источника сырьевой ренты в более диверсифицированный энергетический комплекс. Однако для реализации этого сценария требуется глубинная институциональная перестройка.

Сопоставление сценариев показывает, что главным изменением по сравнению с довоенным периодом является не только потеря части рынков, но и изменение самой природы экспортной ренты. Даже при наиболее благоприятных условиях возвращение к структуре 2021 г. маловероятно. Европейский спрос структурно трансформирован, мировой рынок нефти становится более конкурентным, а газовый рынок — более «переливным» и зависимым от СПГ-волны. Таким образом, к 2035–2040 гг. российский ТЭК будет функционировать в мире:

• замедляющегося роста спроса на нефть;
• высокой конкуренции предложения;
• усиливающихся углеродных стандартов;
• геоэкономической фрагментации.

Даже в сценариях нормализации экспортная выручка в реальном выражении вряд ли устойчиво превысит довоенные уровни с поправкой на инфляцию, а ее структура будет более зависимой от качества инфраструктуры и технологической адаптации.

Ключевой вывод заключается в том, что внешние условия для российского ТЭК в горизонте 2035–2040 гг. характеризуются снижением устойчивости и рентной емкости экспортной модели. Следовательно, долгосрочная стратегия должна исходить не из ожидания возврата прежних рынков, а из необходимости структурной перестройки отрасли в условиях глобального энергоперехода и геоэкономической конкуренции.