Обзор новостей топливно-энергетического комплекса (ТЭК) на 4 ноября 2025 года: решения ОПЕК+, санкции против России, рекордный экспорт СПГ из США, климатическая политика ЕС и развитие ВИЭ. Анализ ключевых событий мирового энергетического рынка.
Нефтяной рынок: решения ОПЕК+ и ценовая динамика
Мировой рынок нефти демонстрирует осторожный оптимизм на фоне последних решений ОПЕК+. **Организация стран-экспортёров нефти и её союзники** договорились в воскресенье незначительно увеличить добычу в декабре (примерно на 137 тыс. баррелей в сутки), но при этом взять паузу в первом квартале 2026 года. Такой шаг продиктован стремлением предотвратить возможный избыток предложения в начале следующего года. Одновременно *цены на нефть* стабилизировались на относительно низких уровнях: **Brent** держится около $64–65 за баррель, а американский **WTI** – в районе $60. Рынок балансирует влияние дополнительных баррелей от ОПЕК+ с одной стороны и решение о паузе в добыче – с другой, а также учитывает опасения по поводу избыточных запасов и слабых экономических данных из Азии.
- ОПЕК+ повышает добычу в декабре: восемь участников альянса получили разрешение увеличить суммарную квоту до ~33,15 млн барр./сутки, компенсируя прежние ограничения.
- Пауза в 2026 году: в январе–марте ОПЕК+ не будет наращивать предложение, что сигнализирует о стремлении поддержать цены и избежать “обвала” рынка в начале года.
- Стабилизация цен: новости о паузе помогли предотвратить резкое снижение котировок; аналитики отмечают, что альянс внимательно следит за рыночной ситуацией и готов оперативно менять тактику ради ценовой стабильности.
Ряд инвестбанков пересмотрел прогнозы по нефти в сторону повышения: решение ОПЕК+ расценили как признак того, что картель будет защищать **цену нефти** от чрезмерного падения. Так, некоторые аналитики ожидают, что средняя цена **Brent** в первой половине 2026 г. удержится около $60 за баррель. Схожего мнения придерживаются и в самом ОПЕК – Генсек организации отметил, что видит «здоровые признаки спроса» и не ожидает сюрпризов на рынке, поскольку производители намерены сохранять баланс спроса и предложения.
Санкционное давление и перестройка экспортных потоков
Геополитические факторы продолжают существенно влиять на топливные рынки. В конце октября страны Запада расширили санкции против российского нефтяного сектора, что приводит к **перестройке экспортных потоков нефти**. Под ограничения США и Великобритании впервые попали крупнейшие нефтекомпании России – «Роснефть» и «Лукойл», на долю которых совокупно приходилось около 5% мировой добычи нефти. Новые санкции обязывают контрагентов прекратить сотрудничество с этими компаниями в течение 30 дней под угрозой вторичных мер. В ответ крупнейшие импортеры начали сокращать закупки российской нефти:
- Китайские НПЗ отказываются от сырья РФ: по данным отраслевых источников, госкомпании **Sinopec** и **PetroChina** отменили часть ноябрьских загрузок российской нефти после введения санкций. Также ряд независимых китайских переработчиков («чайники») в провинции Шаньдун приостановили покупки, опасаясь потерять доступ к долларовым расчётам. В результате ежедневные поставки сырой нефти из России в Китай упали примерно на 400 тыс. барр./сутки (почти на 45% от недавнего уровня) – рекордное сокращение с начала конфликта в 2022 году.
- Индия и Турция ищут альтернативу: индийские нефтеперерабатывающие заводы, ранее активно закупавшие дешёвую российскую нефть, за последний месяц снизили её импорт примерно наполовину. Вместо этого индийские компании нарастили закупки сырья с Ближнего Востока – из **Ирака**, **Казахстана** и **Бразилии**. Похожая тенденция наблюдается и в Турции: турецкие НПЗ диверсифицируют источники нефти, чтобы не рисковать санкциями и сохранить свои экспортные рынки.
- Падение экспорта и цен: экспорт нефтепродуктов из России также просел. Атаки украинских дронов с лета повреждали инфраструктуру – НПЗ и порты, что уже сократило морские поставки дизеля и мазута из РФ. Теперь санкции усугубили ситуацию: по данным трейдеров, экспорт нефтепродуктов в сентябре снизился до ~2 млн барр./сутки – минимум более чем за 5 лет. Цены на российские сорта нефти (например, ESPO для АТР) под сильным давлением и торгуются с ещё большим дисконтом, что сокращает валютную выручку Москвы.
Официальные лица в России, впрочем, стараются сохранять оптимизм. Вице-премьер Александр Новак заявил в интервью, что «несмотря на беспрецедентное санкционное давление, поставки нефти в Китайскую Народную Республику сохраняются на уровне прошлого года», а экспорт российского газа в Китай по трубопроводу «Сила Сибири» за 9 месяцев 2025 года вырос на 31%. Однако эксперты отмечают: ужесточение санкций уже вынуждает традиционных азиатских партнёров РФ сворачивать сотрудничество. С 1 января 2026 года вступит в силу также эмбарго **Евросоюза** на импорт нефтепродуктов, произведённых из российской нефти – этот шаг закроет лазейку, позволявшую нефти из РФ опосредованно попадать на рынки Европы через переработку в третьих странах. Всё это означает, что российской нефтяной отрасли предстоит переориентация на более сложные и затратные пути сбыта. Крупнейшие западные конкуренты, напротив, получают выгоду: сокращение предложения из России поддерживает глобальные маржинальные доходы от переработки, а нефтетрейдеры зарабатывают на волатильности поставок.
Прогнозы спроса: уверенность в росте, несмотря на опасения избытка
Несмотря на разговоры об избытке нефти в 2026 году, многие участники рынка убеждены, что **глобальный спрос на энергоресурсы** останется высоким. Руководители ведущих нефтегазовых компаний, собравшиеся на отраслевом форуме ADIPEC в Абу-Даби, оспорили прогнозы о скором перенасыщении рынка нефти. Так, глава итальянской Eni Клаудио Дескальци подчеркнул, что мировой нефтяной отраслью на протяжении последних 10–12 лет недоинвестировалось около половины необходимых средств в добычу: «Спрос растёт, а мы не имеем достаточного предложения и инвестиций, чтобы его удовлетворить». По словам Дескальци, говорить о «загроме» нефти в 2026 году преждевременно – напротив, дефицит вложений может ограничить предложение.
Оптимизм разделяет и французская **TotalEnergies**. Её генеральный директор Патрик Пуянне отметил, что глобальный спрос на нефть продолжает увеличиваться примерно на 1% ежегодно. Хотя рост потребления в Китае замедлился вдвое по сравнению с показателями пятилетней давности, на первое место выходит **Индия** – эта страна становится новым драйвером роста спроса на нефть. Таким образом, замедление китайской экономики частично компенсируется активным развитием других азиатских рынков. Пуянне также предупредил, что если цены нефти из-за опасений перенасыщения упадут слишком низко и инвестиции снова сократятся, то через некоторое время мир может столкнуться с дефицитом и новым витком цен – цикличность отрасли никто не отменял.
Руководитель **BP** Мюррей Ачинклосс со своей стороны добавил, что бурный рост поставок нефти вне ОПЕК+, наблюдавшийся в этом году, может сойти на нет уже к весне 2026-го. По оценке BP, увеличение предложения от независимых производителей (прежде всего из Северной и Южной Америки) завершится к марту–апрелю, после чего добыча вне ОПЕК+ либо стабилизируется, либо пойдёт на спад. В этой связи долгосрочное равновесие на рынке будет во многом зависеть от политики самого ОПЕК+ и от действий крупнейших потребителей. Картель, по словам Ачинклосса, обладает ограниченным свободным резервом мощностей, но старается им грамотно распоряжаться. Стоит отметить, что сам ОПЕК официально прогнозирует относительно сбалансированный рынок нефти в 2026 году: рост мирового спроса ожидается уверенным, а увеличение добычи вне альянса, напротив, сильно замедлится. Для контраста, эксперты **МЭА** (Международного энергетического агентства) ещё месяц назад предупреждали о возможности профицита нефти в следующем году на величину до 4 млн баррелей/сутки, если все заявленные проекты выйдут на полную мощность. Реальность, как обычно, окажется где-то посередине, но настроения руководителей нефтегазовых компаний говорят о том, что в отрасли пока больше верят в устойчивый спрос, чем в избыток предложения.
Инвестиции в энергетику: новые вызовы и инфраструктура
Ключевой темой отрасли становится недостаток инвестиций и новые потребности энергетической инфраструктуры. **Долгосрочный спрос на энергию**, по мнению экспертов, будет расти во всех сегментах, однако отрасль сталкивается с проблемой отставания инвестиций от потребностей. На том же форуме ADIPEC в ОАЭ министр энергетики и технологий Султан Аль Джабер (глава ADNOC) заявил, что энергетика вступает в эпоху, когда «волатильность стала новой нормой». Геополитическая напряжённость и экономическая неопределённость делают колебания цен и спроса привычным явлением, но при этом общий вектор остаётся направленным вверх: по словам Аль Джабера, мировое потребление **нефти** сохранится выше 100 млн баррелей в сутки и после 2040 года, а спрос на все виды энергии будет только увеличиваться по мере роста населения и экономики.
Чтобы удовлетворить этот спрос и одновременно адаптироваться к технологическим изменениям, требуются колоссальные инвестиции. По оценкам Аль Джабера, **глобально необходимо порядка $4 трлн инвестиций ежегодно** в энергетический сектор – от добычи углеводородов и развития возобновляемых источников энергии до модернизации электросетей и создания инфраструктуры для хранения данных. Новые тенденции, такие как бурный рост цифровых технологий, только усиливают нагрузку на энергосистему: центры обработки данных, искусственный интеллект, повсеместная электронификация – всё это требует всё больше электроэнергии. Например, быстрый рост числа дата-центров и вычислительных мощностей ведёт к всплеску потребления электричества, создавая дополнительный спрос на *газ и уголь* для генерации, если не хватает мощностей ВИЭ.
Однако развитие инфраструктуры пока не поспевает за этим ростом. Аль Джабер привёл тревожный пример: в мире наблюдается дефицит газовых турбин для электростанций, из-за чего в ряде регионов возник «узкое место» в генерации. Это уже привело к локальному скачку цен на электроэнергию, поскольку производители не успевают нарастить мощность вслед за спросом. Страны и компании вынуждены искать баланс между финансовой дисциплиной и капитальными вложениями – ведь недостаток инвестиций сегодня чреват энерг дефицитом завтра. Эксперты призывают правительства создать условия для притока капитала в энергетику, снизить риски для инвесторов. Речь идёт о развязке «спящего капитала», который сейчас связан в традиционных активах, и перенаправлении его на новые проекты: модернизацию электросетей, строительство гибких генерирующих мощностей, развитие систем хранения энергии. Только в этом случае, по мнению специалистов, удастся поддерживать баланс между растущим спросом и предложением энергии в будущем.
Газовый рынок и СПГ: рекордный экспорт и зимние перспективы
На мировом рынке природного газа наблюдаются примечательные сдвиги: **Соединённые Штаты** установили новый рекорд по экспорту сжиженного природного газа (СПГ). По данным аналитической компании LSEG, в октябре США впервые в истории экспортировали свыше 10 млн тонн СПГ за месяц (около 10,1 млн т, против 9,1 млн т в сентябре). Американский СПГ-сектор стремительно наращивает продажи благодаря вводу новых мощностей: основной вклад в октябрьский рывок внесли запуск нового экспортного терминала **Venture Global Plaquemines** в Луизиане и расширение мощностей компании **Cheniere Energy** (проект Corpus Christi Stage 3). Эти два оператора обеспечили около 72% всего октябрьского экспорта США, поставив на мировой рынок почти 7,2 млн тонн СПГ за месяц.
Ключевым направлением остаётся **Европа** – на неё пришлось 6,9 млн тонн американского СПГ в октябре, то есть 69% от общего объёма. Европейские потребители активно закупают газ на спотовом рынке, заполняя хранилища к зимнему периоду. Запасы газа в хранилищах стран ЕС уже близки к рекордно высоким уровням, что должно помочь Европе относительно уверенно пройти предстоящий отопительный сезон. Доля Азии в американском экспорте тоже выросла (около 1,96 млн т СПГ в октябре отправлено в страны Азии, против 1,63 млн т месяцем ранее), однако *ценовой фактор* удерживает основной поток газа направленным в Европу. Средневзвешенные цены газа на ключевых хабах сейчас почти сравнялись: в октябре спотовая цена на европейском **TTF** составила примерно $10,9 за миллион британских тепловых единиц, тогда как азиатский индекс **JKM** был около $11,1. Такое небольшое премиальное различие не стимулирует поставщиков отправлять СПГ на более дальний азиатский рынок, если поблизости есть спрос в Европе. Кроме того, в Латинской Америке (ещё одном рынке сбыта) спрос сезонно снизился – в октябре туда ушло лишь ~0,6 млн т американского СПГ, поскольку страны Южной Америки вступают в летний период и уменьшают импорт.
Таким образом, **Европейский Союз** закрепил статус главного клиента США по сжиженному газу, особенно после того как поставки газа из России фактически прекратились. Курс на диверсификацию источников энергоснабжения в ЕС продолжится: помимо США, растёт роль Катара, Африки и других экспортеров. К зиме Европа подходит с высокими запасами и расширенной инфраструктурой для приёма СПГ (новые плавучие терминалы введены в Германии и других странах за последние годы). Тем не менее, специалисты предупреждают, что *ситуация на газовом рынке* всё ещё уязвима к возможным холодным погодам или новым форс-мажорам. В случае суровой зимы цены могут пойти вверх, однако при мягких условиях Европа рассчитывает пройти сезон без потрясений, учитывая рекордные запасы и устойчивый приток СПГ.
Климатические требования ЕС и реакция поставщиков
Взаимодействие между глобальной климатической повесткой и интересами энергокомпаний обостряется. **Европейский союз** продвигает новые законодательные нормы в сфере устойчивого развития, которые вызывают критику со стороны крупнейших поставщиков энергоресурсов. Речь идёт о Директиве ЕС по корпоративной устойчивости (Corporate Sustainability Due Diligence), предполагающей, что все крупные компании, ведущие бизнес в Европе, должны представить план по достижению целей Парижского соглашения (удержание потепления в пределах 1,5°С) и учитывать экологические и правозащитные риски по всей своей производственной цепочке. За невыполнение требований грозят штрафы до 5% от глобальной выручки компании.
На отраслевом форуме в Абу-Даби руководители сразу двух ключевых для Европы поставщиков газа – **ExxonMobil** и **QatarEnergy** – предупредили, что в случае принятия директивы в жёстком виде они могут пересмотреть свою деятельность в Европе вплоть до полного ухода с рынка. Глава ExxonMobil Даррен Вудс заявил, что новые правила в нынешней формулировке могут иметь «катастрофические последствия» для бизнеса: по его словам, требование привести деятельность в соответствие с целями *Net Zero* по всему миру технически неосуществимо в заданные сроки. Особенно топ-менеджера беспокоит положение, которое позволяет распространять европейские нормативы на операции компании даже **за пределами Европы**, если Exxon ведёт там бизнес. «Если нам создадут условия, в которых невозможно успешно работать, мы будем вынуждены уйти», – резюмировал Вудс, подчеркнув, что нефтегазовый бизнес сам по себе глобален, и решения ЕС не должны парализовать работу компаний по всему миру.
Похожую позицию озвучил министр энергетики Катара Саад аль-Кааби (он же глава QatarEnergy). Он вновь подтвердил, что угроза приостановить поставки катарского СПГ в Европу – «не блеф». По словам аль-Кааби, введение чрезмерно строгих требований по снижению углеродного следа делает невозможным продолжение бизнеса в Евросоюзе: «Мы не сможем достичь net zero в поставках – это одна из невыполнимых условий, не говоря уже о ряде других». Катарский министр отметил, что **Европе нужен газ** – и из Катара, и из США, и из других стран, поэтому ЕС следует «очень серьёзно» отнестись к опасениям поставщиков. Аль-Кааби подчеркнул, что Катар долгие годы был надёжным партнёром Европы и готов им оставаться, но только в условиях справедливой конкуренции и разумного регулирования. Интересно, что правительства Катара и США уже обратились к руководству ЕС с призывом пересмотреть положения этой директивы, указывая, что она ставит под угрозу стабильность европейского энергоснабжения. Брюссель в ответ сигнализировал готовность к диалогу: планируется доработать текст закона к концу года, смягчив наиболее спорные пункты.
Поставщики и чиновники сходятся в одном: **энергопереход** должен быть реалистичным. Достижение климатических целей очень важно, однако требовать от нефтегазовых гигантов мгновенного преобразования всех бизнес-процессов – значит рисковать перебоями в снабжении. Сами европейские потребители в значительной степени зависят от поставок тех же ExxonMobil и QatarEnergy. На долю американских производителей сейчас приходится около половины импорта СПГ в ЕС, а Катар обеспечивает ещё 12–15%. После ухода с рынка России значимость этих стран только возросла. Таким образом, ЕС предстоит найти баланс между жёсткой климатической политикой и гарантией энергетической безопасности: вероятно, правила будут смягчены, чтобы ключевые партнёры не покинули европейский рынок.
Интеграция ВИЭ: опыт Китая и инфраструктурные ограничения
**Возобновляемые источники энергии** играют всё большую роль в мировом энергобалансе, однако их масштабное внедрение сталкивается с инфраструктурными ограничениями. Примером служит **Китай**, который лидирует по введению новых мощностей солнечной и ветровой генерации. Тем не менее, свежий отчёт консалтинговой фирмы Wood Mackenzie предупреждает: в ближайшее десятилетие Китай ожидает рост так называемого ограничения (curtailment) выработки на объектах ВИЭ, что несёт риски для доходности проектов. Для поддержания стабильности сети операторам часто приходится отключать часть выработки солнечных и ветровых станций в периоды избытка генерации или низкого спроса. В результате, по прогнозу аналитиков, средний уровень вынужденного ограничения **солнечной энергии** может превысить 5% в 21 провинции Китая в течение следующих 10 лет (для сравнения: в 2025 году такой уровень превышения отмечался лишь в 10 провинциях). Ситуация с ветровой энергией выглядит несколько лучше, но тоже непростая: более 5% потерь генерации ветра ожидается в семи провинциях (против 14 регионов, где это наблюдалось в текущем году).
Высокие показатели curtailment означают, что часть произведённой «зелёной» энергии пропадает впустую из-за ограниченных возможностей сетевой инфраструктуры. Это отталкивает инвесторов: регионы с частыми отключениями ВИЭ генерции привлекают меньше новых проектов, особенно с учётом перехода Китая к новой системе тарифов (аукционная модель вместо фиксированных тарифов на возобновляемую электроэнергию). Понимая проблему, **Пекин** скорректировал норматив: допустимый уровень неиспользования энергии ВИЭ повышен с 5% до 10%, признавая сложность полной интеграции растущих мощностей. Но и 10% – значительная доля, и власти намерены в следующем пятилетнем плане (2026–2030 гг.) сосредоточиться на решении этой проблемы. На недавней пресс-конференции представители Государственного энергетического управления Китая подчеркнули, что приоритетом станет обеспечение максимального включения *возобновляемой генерации* в сеть. Среди мер – стимулирование прямых контрактов между производителями ВИЭ и крупными потребителями (корпоративные PPA), строительство дополнительных ЛЭП для передачи энергии из богатых ВИЭ-регионов в центры нагрузки, а также развитие концепции «виртуальных электростанций». Последнее предполагает объединение распределённых источников энергии и накопителей в единую управляемую систему, чтобы сеть могла гибче реагировать на колебания генерации.
Опыт Китая высвечивает общемировую задачу: параллельно со строительством солнечных парков и ветряных ферм необходимо модернизировать **электрические сети** и внедрять системы хранения энергии. Без этого доля ВИЭ будет расти с торможением, а зависимость от традиционных источников (газ, уголь) сохранится дольше. Пока же, несмотря на рекордные темпы ввода чистых мощностей, крупнейшая экономика мира всё ещё вынуждена поддерживать значительный резерв традиционной генерации, чтобы покрывать пики нагрузки, когда солнца или ветра недостаточно либо когда их избыток не может быть потреблён. Аналитики отмечают, что глобальный спрос на **уголь** и **газ** остаётся высоким именно из-за подобных ограничений: до тех пор, пока инфраструктура не позволит полностью заменить углеводородное топливо, старые энергоносители будут играть роль подстраховки. Впрочем, согласно прогнозам МЭА, мировой спрос на уголь близок к своему пику и в ближайшие годы стабилизируется с последующим снижением. Многие страны – от Китая до европейских держав – нацелены на постепенное сокращение использования угля по экологическим причинам. Но переход будет плавным: в краткосрочной перспективе угольная генерация по-прежнему закрывает базовые потребности во многих регионах.
Таким образом, мировой ТЭК стоит перед двойным вызовом: необходимо одновременно ускорять **энергопереход** и не допускать дефицита энергии. Инвестиции в сети, накопители и современные технологии управления должны идти рука об руку с ростом доли ВИЭ. Примеры и Европы, и Китая показывают, что без комплексного подхода трудно достичь устойчивого развития отрасли. Тем не менее, как видно из всех сегментов – от нефти и газа до электроэнергии и ВИЭ, – спрос на энергию глобально будет лишь расти. А значит, компаниям и государствам нужно находить новые точки баланса между экологическими целями и реальными потребностями экономики, продолжая вкладываться в надёжность и диверсификацию энергетической системы.
