Экспорт сырой нефти из Венесуэлы в 2026 году достиг 1,25 млн баррелей в сутки, инвестиции в нефтепереработку смещаются за рубеж

Репортаж от Wedoany，Восстановление экспорта сырой нефти из Венесуэлы опережает темпы развития собственных перерабатывающих мощностей. В августе 2026 года объём экспорта сырой нефти из Венесуэлы достиг 1,25 млн баррелей в сутки, что стало самым высоким месячным показателем с 2018 года; номинальная мощность внутренней сети нефтеперерабатывающих заводов составляет 1,3 млн баррелей в сутки, а коэффициент загрузки — лишь 27%. Разрыв между ростом экспорта и недостаточной загрузкой внутренних установок продолжает увеличиваться, что подталкивает международные downstream-инвестиции в другие регионы Западного полушария — инвесторы стремятся получить венесуэльскую нефть, одновременно снижая риски, связанные с присутствием на территории самой Венесуэлы.

Международные инвесторы пытаются вернуться в Венесуэлу через новую структуру: перерабатывающие мощности размещаются за пределами юрисдикции Венесуэлы, а деятельность внутри страны сводится к минимуму. Заместитель директора Энергетического института Тулейна (Tulane Energy Institute) Эрик Смит (Eric Smith) заявил Prospect, что такая модель уже появилась, и «ранние инвестиции сведут деятельность внутри страны к минимуму».

Две европейские нефтяные компании уже продемонстрировали аналогичный подход в газовом апстриме. Shell ранее участвовала в проекте газового месторождения Dragon с запасами 4,2 трлн кубических футов, а в июне 2026 года получила лицензию на разработку первой очереди месторождения Loran. Британская bp в августе получила разрешение на операторство во второй очереди Loran в партнёрстве с XRG из Абу-Даби и UCC из Катара. Эти две компании совместно владеют заводом Atlantic LNG в Тринидаде и Тобаго; все указанные соглашения не требуют строительства значительной инфраструктуры на территории Венесуэлы — этап извлечения стоимости остаётся за пределами регуляторной и фискальной юрисдикции страны.

Аналогичная динамика наблюдается и в сфере нефтепереработки. Смит отметил, что возобновился интерес к восстановлению бывшего нефтеперерабатывающего завода Hess на Сент-Круа (St. Croix) и бывшего завода Shell на Арубе (Aruba) — оба исторически были сконфигурированы для переработки венесуэльской тяжёлой нефти и расположены за пределами юрисдикции Венесуэлы. Сент-Круа, когда-то планировавшийся как проект мощностью 650 тыс. баррелей в сутки, сейчас привлекает внимание частных инвесторов и Белого дома. «В этих случаях на территории самой Венесуэлы практически не требуется или вовсе не требуется инвестиций», — сказал Смит.

Масштабы дефицита внутренних перерабатывающих мощностей объясняют, почему капитал направляется в другие места. Нефтеперерабатывающий комплекс Парагуана (Paraguaná Refining Center), крупнейший в Западном полушарии, имеет суточную мощность 955 тыс. баррелей, однако по состоянию на апрель 2026 года работали лишь четыре установки атмосферной перегонки нефти, а объём переработки составлял около 237 тыс. баррелей в сутки. Смит отметил, что ни одно иностранное правительство, включая США, не предоставило гарантийной поддержки для восстановления внутренней нефтепереработки. Если внутренние перерабатывающие и модернизационные мощности не получат соответствующих инвестиций, растущие объёмы венесуэльской нефти будут всё больше зависеть от зарубежных перерабатывающих объектов.

Нефтеперерабатывающая отрасль побережья Мексиканского залива США имеет предел поглощения венесуэльской тяжёлой нефти. В апреле 2026 года Chevron экспортировала из Венесуэлы 308 тыс. баррелей сырой нефти в сутки; основными получателями стали объекты на побережье Мексиканского залива, спроектированные для переработки тяжёлых сортов нефти. Смит отметил, что побережье Мексиканского залива может дополнительно принять около 1 млн баррелей танкерными поставками, однако венесуэльская нефть вряд ли заменит значительную часть импорта канадской тяжёлой нефти.

Сверхтяжёлая нефть пояса Ориноко (Orinoco Belt) дополнительно усугубляет логистические ограничения. Сорт Merey 8, производимый в этом поясе, требует импорта разбавителя для смешивания с целью получения экспортного сорта Merey 16. Смит пояснил, что при доставке разбавителя в Венесуэлу танкером класса Suezmax, смешивании с Merey 8 и обратной перевозке чистый объём венесуэльской нефти за один рейс составляет лишь 500 тыс. баррелей, что фактически удваивает морские транспортные издержки. При отсутствии модернизационных мощностей поблизости каждый дополнительный баррель нефти из Ориноко обходится всё дороже с точки зрения логистики.

Фискальные реформы пока не высвободили downstream-капитал. В январе была завершена реформа Органического закона об углеводородах (Organic Hydrocarbons Law), а опубликованные в июле 2026 года подзаконные акты ввели лицензионную систему, впервые разрешив частным компаниям управлять венесуэльскими нефтеперерабатывающими заводами, что положило конец монополии государственной компании PDVSA. Это необходимый первый шаг для привлечения частных инвестиций, требуемых для восстановления сети НПЗ; вопрос в том, являются ли фискальные и коммерческие условия достаточно конкурентоспособными.

Два положения указывают на то, что такой конкурентоспособности пока нет. Положения вводят новый налог в размере до 5% на валовой доход нефтеперерабатывающих заводов, а субсидируемые внутренние цены на топливо ограничивают норму прибыли, доступную частным операторам. Для инвесторов, взвешивающих затраты на восстановление Парагуаны против затрат на перезапуск законсервированных НПЗ в Карибском бассейне (без подобных ограничений), расчёт может склониться в пользу инвестиций за пределами Венесуэлы. Пока фискальные условия не станут сопоставимыми с низкорисковыми альтернативами, накапливающимися по всему бассейну, добавленная стоимость, связанная с венесуэльской нефтью, продолжит извлекаться в этом регионе.