Сергей Ермаков 
Аргентина, Гайана и Бразилия готовятся стать лидерами по темпам роста добычи нефти в Латинской Америке в 2026 году. Несмотря на возможный возврат венесуэльской нефти на мировой рынок, это событие вряд ли кардинально изменит долгосрочные стратегии капиталовложений в регионе. В то время как крупнейшие мировые энергетические компании по-прежнему оценивают Венесуэлу как рискованную юрисдикцию для долгосрочных проектов, трейдеры и небольшие игроки, такие как Trafigura и Hillcorp, все чаще обращают внимание на краткосрочные возможности в этой стране, что может сигнализировать о некоторой перебалансировке портфелей.
Юридическая неопределенность и слабая институциональная легитимность в Венесуэле сохраняются, однако недавние реформы, включая снятие ряда санкций и пересмотр законодательства об углеводородах, усиливают интерес к маркетингу местного сырья. Согласно анализу Rystad Energy, флагманские проекты в Аргентине, Гайане и Бразилии, которые, как ожидается, добавят более 700 000 баррелей нефти в сутки в текущем году, продолжат опережать венесуэльские показатели как минимум до 2030 года. В краткосрочной перспективе Венесуэла может добавить на рынок около 300 000 баррелей в сутки, но вероятность перетока инвестиций от нынешних латиноамериканских лидеров к устаревшей венесуэльской инфраструктуре на фоне нестабильной деловой среды остается низкой.
Вице-президент по исследованиям в нефтегазовой отрасли Rystad Energy Радхика Бансал отмечает, что восстановление нефтяной промышленности Венесуэлы будет дорогостоящим и длительным процессом. По ее словам, «большая тройка» региона – Аргентина, Гайана и Бразилия – останется по большей части безразличной к прогнозируемому возвращению венесуэльской нефти. Именно переизбыток предложения, будь то за счет венесуэльских или иранских баррелей, становится настоящим испытанием финансовой устойчивости операторов, которые в иных условиях могли бы выиграть от возрождения нефтяной отрасли в Боливарианской Республике.
Общий объем инвестиций в Латинской Америке в 2026 году должен вырасти, однако объем вводимых в эксплуатацию традиционных запасов окажется на 45% меньше прошлогоднего уровня. Это свидетельствует о консолидации вложений в проекты с практически гарантированной окупаемостью. Ожидается, что инвестиционные потоки будут в основном направлены на новые месторождения в Гайане и Суринаме, тогда как Аргентина возглавит список по инвестициям в уже действующие проекты благодаря агрессивному наращиванию добычи на формации Вака Муэрта.
Прогноз добычи нефти в регионе на этот год превышает 8,8 миллиона баррелей в сутки, что обеспечит большую часть роста предложения со стороны стран, не входящих в ОПЕК+. Латинская Америка перестает двигаться как единый нефтяной регион: множество игроков отстают, в то время как будущее определяют три лидера. Бразилия останется главным двигателем роста в 2026 году с прогнозируемой добычей более 4,2 миллиона баррелей в сутки. Этот успех подкреплен масштабом и рентабельностью подсолевых месторождений, а также запуском новых плавучих установок для добычи, хранения и отгрузки нефти (FPSO).
Настоящим драйвером ускорения инвестиций в регионе становится сланцевый сектор, который, как ожидается, вырастет с 9,4 миллиарда долларов в 2025 году до почти 11 миллиардов долларов в текущем году, причем весь этот объем приходится на Аргентину. Кроме того, глубоководный офшорный сектор привлечет около 42 миллиардов долларов инвестиций в 2026 году, что на 7,7% больше показателей предыдущего года. Такая траектория опирается на фундаментальные показатели сланцевой формации Вака Муэрта и устойчивую добычу на бразильском шельфе, а также на новых рубежах в Гайане и Суринаме.
Интерес небольших игроков к Венесуэле поддерживается доступом к лицензиям, снижающим первоначальные капитальные затраты, а также возможностью обеспечить нефтеперерабатывающие заводы на побережье Мексиканского залива США тяжелой нефтью по привлекательным ценам. Однако проекты с длительным циклом реализации и большими начальными вложениями, такие как офшорные разработки в Бразилии и Гайане, остаются экономически жизнеспособными при текущих колебаниях цен на нефть. Они защищены конкурентоспособными уровнями безубыточности, что делает краткосрочные сдвиги в сторону Венесуэлы менее значимыми для отрасли в целом.
За пределами «большой тройки» страны, географически близкие к Венесуэле, могут выстроить иные отношения на открытом рынке разведки и добычи. Например, Тринидад и Тобаго имеет возможности для использования венесуэльского офшорного газа для снабжения своих заводов по производству СПГ. Колумбия, напротив, может столкнуться с усилением конкуренции за капитал, учитывая ограниченные возможности для разработки новых нефтяных месторождений внутри страны. Кроме того, Колумбия может ощутить конкуренцию и на рынке труда, так как восстановление производства в соседней стране потребует привлечения квалифицированных специалистов.
