Министерство Энергетики

Энергетическая политика Бразилии

Алексей Мастепанов
Заведующий Аналитическим центром энергетической политики и безопасности ИПНГ РАН, член Совета директоров Института энергетической стратегии, д. э. н., профессор РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, академик РАЕН
e-mail: amastepanov@mail.ru

Андрей Сумин
Ведущий научный сотрудник Аналитического центра энергетической политики и безопасности ИПНГ РАН, к. ю. н.
e-mail: andrey-­sumin@rambler.ru

Аннотация. В статье сделан акцент на особенностях энергетического сектора и их влиянии на энергетическую политику Бразилии. Проанализировано состояние системообразующих отраслей энергетики. Раскрыты особенности либерализации энергетики. Охарактеризован тарифно-­финансовый инструментарий, с помощью которого осуществляется регулирование энергетического рынка. Подчёркнуто влияние энергетической политики на социально-­экономическое состояние страны. Перечислены вызовы, с которыми сталкивается энергетика. Рассмотрены подходы Бразилии по обеспечению энергетической безопасности. Раскрыты особенности сотрудничества Бразилии в области энергетики с зарубежными государствами и сформулированы предложения по российско-­бразильскому энергетическому сотрудничеству.
Ключевые слова: Бразилия, энергетическая политика, ископаемые углеводороды, возобновляемая энергетика, природный газ, подсолевые горизонты, биотопливо, гидроэнергетика.

Abstract. The article focuses on the specifics of the energy sector and their impact on Brazil’s energy policy. The state of the backbone energy industries is analyzed. The features of energy liberalization are revealed. The tariff and financial instruments used to regulate the energy market are characterized. The influence of the energy policy on the socio-­economic state of the country is emphasized. The challenges faced by the energy sector are listed. Brazil’s approaches to ensuring energy security are considered. The features of Brazilian energy cooperation with foreign countries are revealed and proposals for Russian-­Brazilian energy cooperation are formulated.
Keywords: Brazil, energy policy, fossil hydrocarbons, renewable energy, natural gas, pre-salt, biofuels, hydropower.

Введение

Современная Бразилия входит в десятку крупнейших стран мира, занимая шестое место по численности населения (в 2018 г. – 209,5 млн человек), восьмое место по суммарному энергопотреблению (287 млн т н. э.), девятое место по производству ВВП (1780,9 млрд долларов США в ценах 2015 г.) и десятое место по производству энергоносителей (295,7 млн т н. э.) [1]. Топливно-­энергетический комплекс Бразилии смело можно назвать многоотраслевым. Динамика и структура суммарного энергопотребления Бразилии в 2000–2019 гг. показана на рис. 1.

Рис. 1. Динамика и структура потребления первичных энергоресурсов в Бразилии в 2000–2019 гг.
Источник: по данным МЭА [2]

Неотъемлемой особенностью энергетической политики страны является высокая доля государственного присутствия практически во всех отраслях энергетики. Другая особенность состоит в том, что в Бразилии, как и в ряде других развивающихся стран, энергетическая политика не оформлена как единый программный документ и представляет собой комплекс законов, принятых парламентом (Национальным конгрессом), и различных правительственных программ, планов действий и других документов.
Ответственность за разработку и реализацию государственной энергетической политики возложена на целый ряд федеральных министерств и ведомств, в первую очередь – на Министерство горнорудной промышленности и энергетики (Ministério de Minas e Energia – MME), Национальный совет по энергетической политике (Conselho Nacional de Política Energética – CNPE) и ряд отраслевых агентств (о них подробнее будет сказано ниже).
Важной составной частью формирования и реализации государственной энергетической политики Бразилии являются планы перспективного развития национальной энергетики. Сложившаяся система планирования развития и мониторинга энергетики в Бразилии охватывает несколько временных горизонтов и включает:
долгосрочную перспективу – Национальные энергетические планы (Plano Nacional de Energia – PNE);
перспективу на ближайшие 10 лет – Десятилетние планы развития энергетического сектора (Plano Decenal de Expansão de Energia – PDE);
краткосрочные и текущие планы.
Все эти планы действуют одновременно. Завершается эта система проведением аукционов и тендеров и последующим мониторингом выполнения принятых решений [3].

Добыча нефти на шельфе Бразилии
Источник: financetime.org

Разработкой перспективных планов развития энергетики страны (как PDE, так и PNE) занимаются специально созданные при ММЕ секретариаты: по энергетическому планированию и развитию; по нефти, природному газу и возобновляемым видам топлива; по геологии и горнодобывающей промышленности и по электроэнергетике, а также специальные консультационные группы по экологии, международным делам и др. На эти же структуры совместно с Энергетической исследовательской компанией (Empresa de Pesquisa Energética – ЕРЕ) возложены функции подготовки материалов (проведение соответствующих исследований) и организации их общественных обсуждений [4].
Однако частые изменения структуры федеральных органов власти (министерств и ведомств) и правительства в целом затрудняют реализацию принятых планов и программ.

Формирование энергетической политики страны и её основные этапы

Начало осуществления общегосударственной, системной энергетической политики приходится на 1953 г., когда во исполнение специально принятого Закона № 2004/1953 был учреждён государственный нефтегазовый концерн Petrobras. Данный закон явился отправным моментом для возникновения в Бразилии современного нефтегазового комплекса. Он оказал кардинальное влияние на формирование энергетической политики страны на все последующие десятилетия [5]. На протяжении сорока лет концерну (фактически – государству) принадлежала монополия на геологоразведку и добычу углеводородного сырья.
В 1970‑е гг. Бразилия испытывала устойчивый экономический рост (свыше 8 % в среднегодовом исчислении), который сопровождался урбанизацией. Эти процессы повлекли за собой перемены в национальном энергетическом балансе. Особенно заметным стало падение удельного веса возобновляемых энергоносителей (с 57,6 % в 1970 г. до 45,3 % в 1980 г.) в пользу ископаемых углеводородов. Изменения произошли и внутри структуры возобновляемых энергоносителей. Доля дров сократилась с 47 до 26,9 %. В то же время доля гидроэнергетики увеличилась с 5 до 9,6 % [6]. Процесс урбанизации привёл к замещению дров баллонным (сжиженным углеводородным) газом.
В 1975 г. центральное правительство приступило к реализации Национальной этаноловой программы (Programa Nacional do Álcool), что привело к росту спроса на продукты переработки сахарного тростника, используемые для производства этанола – с 5,3 до 8 % [6]. Наименьшая доля возобновляемых энергоносителей в энергобалансе – 39 % – пришлась на 2001 г. Продолжительная засуха привела к резкому падению электрогенерации на ГЭС, что вызвало скачок спроса на ископаемые энергоносители. В последующие годы удельный вес возобновляемой энергетики поступательно увеличивался, составив в энергобалансе страны в 2018 г. 45,2 %. В 2019 г. он возрос ещё на 0,7 % [6].
Специфической особенностью бразильской энергетики, влияющей на формирование национальной энергетической политики, является традиционное – в течение десятилетий – отставание производства первичной энергии от спроса на неё. Пик его пришелся на 1979 г., когда национальное производство обеспечило только 45,9 % спроса первичных энергоресурсов. Так, дефицит внутреннего предложения сырой нефти составил 90 % (хотя нефтепродуктов, напротив, имелось с избытком в 8 %). В 2018 г. впервые в истории страны был отмечен профицит предложения первичной энергии – её экспорт превысил импорт. Нефти-сырца было импортировано 9,6 млн т, а экспортировано – 55,7 млн т. Тем не менее, в 2018 г. в стране по-прежнему ощущался недостаток отдельных энергоносителей.

Производство Н2 на одном из НПЗ Бразилии
Источник: european-bioplastics.org

Дефицит природного газа составил 10,6 млрд кубометров, энергетического угля – 22,8 млн т, электроэнергии – 35 ТВт·ч [6].
В 1990‑е гг. Бразилия начала переход к гибридной регулятивной системе, призванной осовременить внутренний энергетический рынок и сделать более привлекательной работу на нём и для зарубежных компаний. Краеугольным камнем реформирования нормативно-­правовой базы, регулирующей функционирование бразильского энергетического сектора, стала конституционная поправка № 9 от 9.11.1995 г., вносившая изменения в ст. 177 Конституции Бразилии, упразднившая монопольное положение Petrobras. В её развитие в августе 1997 г. был принят федеральный закон о нефти № 9.478/97 (англ. – Petroleum Act), которым, в частности, было создано Национальное агентство по нефти, природному газу и биотопливу (Agência Nacional do Petróleo, Gas Natural e Biocombustiveis – ANP) в качестве независимого регулятора. Принятие конституционной поправки и закона «О нефти» соответствовало тогдашнему духу времени: мировая экономика вошла в период либерализации и демонополизации, и Бразилия не стала здесь исключением. Бразильские законодатели радикально пересмотрели роль государства в формировании и проведении энергетической политики: государство было отстранено от непосредственного участия в производственной деятельности, при этом были усилены его регуляторные полномочия. Закон «О нефти» впервые в истории страны сделал возможным участие зарубежных ресурсных компаний в работе на национальном рынке на концессионной основе.
Открытие в 2007 г. крупных глубоководных месторождений углеводородов на бразильском участке океанского шельфа подтолкнуло власти к разработке целого массива нормативных актов, призванного создать благоприятные условия для геологоразведки и добычи углеводородов, а также привести правовое регулирование указанных сфер в соответствие с мировой практикой.
Новый этап формирования энергетической политики Бразилии начался в 2000‑е годы, когда в стране возрос интерес к долгосрочному планированию и прогнозированию развития национальной энергетики. Осознав, что долгосрочное планирование развития энергетического сектора имеет фундаментальное значение для страны и служит основой для разработки государственной энергетической политики, в 2006 г. были развёрнуты работы по составлению Национального энергетического плана на период до 2030 г. – PNE‑2030 (принят и опубликован в 2007 г.). В ходе его разработки были проведены многочисленные исследования, опубликованные отдельными томами, десятки презентаций и семинаров, обеспечивших учёт мнений всех заинтересованных сторон [7].
Данный документ, разработанный ещё до мирового финансово-­экономического кризиса, был призван определить стратегические направления обеспечения страны энергией с учётом развития новых технологий и возможного истощения национальных энергоресурсов. План рассчитан на период до 2030 г. и подлежал периодической актуализации.
Практически одновременно была начата работа и над планами развития энергетики на предстоящее десятилетие – Десятилетними планами развития энергетического сектора (PDE). При этом, если долгосрочные планы (PNE) являлись в первую очередь основой для стратегического видения правительством перспектив развития национальной энергетики, идеологической базой для разработки всех других планов, программ и инициатив (своеобразным маяком для них), то PDE на 10‑летнем горизонте планирования конкретизируют поставленные цели и задачи с учётом реально складывающихся условий. В них устанавливаются обязательства правительства, объёмы инвестиций, производства и потребления топлива и энергии, даётся анализ условий поставки на рынок энергии и др. Этими же планами устанавливают критерии проведения тендеров в области электрогенерации, производства биотоплива, сооружения передающей инфраструктуры и разработки нефтеносных участков недр.

Открытие месторождений на шельфе превратило Бразилию в экспортера нефти
Источник: nangs.org

Первый такой среднесрочный план – «Plano decenal de expansão de energia 2008–2017» был опубликован в мае 2009 г. Процедура его разработки и апробации была аналогичной PNE‑2030.
Согласно регламенту, актуализация этих планов проводится ежегодно в соответствие с текущей ситуацией. В настоящее время действует PDE – 2029, вышедший в 2020 г. В ноябре 2020 г. был опубликован последний том исходных материалов к новому PDE – 2030, общественное обсуждение которых закончилось 22 января 2021 г., после чего ММЕ и EPE завершат работу и над собственно Планом развития энергетики до 2030 года (PDE – 2030) (по состоянию на 26.02.2021 г. он ещё не был опубликован).
Растущее значение природного газа в энергетическом балансе Бразилии выразилось в принятии в 2009 г. ФЗ о газе № 11.909 (англ. – Gas Law). Его основная цель – стимулирование конкурентных начал в транспортировке, переработке, хранении, регазификации и коммерческом сбыте природного газа [8].
Особо среди изданных в тот период нормативно-­правовых актов следует назвать принятый в 2016 г. федеральный закон № 13.365. Главная отличительная черта этого закона – его нормативная гибкость, наделяющая концерн Petrobras правом (но не обязанностью) разрабатывать любое месторождение углеводородов на континентальном шельфе. В развитие данного документа в 2017 г. был издан декрет № 9041/2017. Согласно декрету, концерн Petrobras, демонстрируя намерение разрабатывать одно из шельфовых месторождений, обязан в дальнейшем приобрести минимум 30 % акций предприятия, которое создается для освоения месторождения. Этим же актом предусматривалось проведение на шельфе тендеров как на концессионных условиях, так и на условиях СРП. В 2017–2018 гг. на этих условиях был проведен целый ряд тендеров, победителями которых стали консорциумы с участием крупнейших зарубежных нефтегазовых компаний – BP, Chevron, CNOOC, Equinor, ExxonMobil, Repsol, Shell, Total и др .
Наконец, в 2019 г. верхняя палата парламента Бразилии приняла в своём роде эпохальное постановление № 3178, аннулировавшее преимущественное право Petrobras на разработку месторождений углеводородов в стране [8]. Перечисленные нормативно-­правовые документы наглядно показывают, что энергетическая политика Бразилии, хотя и демонстрирует некоторую непоследовательность, но эволюционирует в направлении либерализации энергетического рынка, снижения роли государства и стимулирования привлечения инвестиций и технологий из-за рубежа.
В целях эффективного определения потенциальных направлений энергообеспечения с учетом новых технологий и возможного истощения ресурсной базы, в 2019 г. принят очередной Национальный энергетический план (PNE‑2050), имеющий горизонт планирования более 30 лет. Пересмотр плана будет проводиться каждые пять лет [11].

Основными задачами энергетической политики в этот период объявлены:

  • поиск финансово-­экономического баланса между интересами предпринимательского сектора и покупательной способностью населения с одной стороны и ценами/тарифами на энергию – с другой стороны;
  • постоянная модернизация нормативно-­правового и административного регулирования ТЭК во избежание бюрократических препон и правовой неопределённости с конечной целью сохранения высоко привлекательной инвестиционной политики;
  • переход на внутреннее ценообразование на сырьевые товары в привязке к мировым ценам;
  • согласование интересов различных секторов энергетики с национальными интересами;
  • поддержание баланса возобновляемых источников энергии на удовлетворительном уровне без ущерба для доступа населения к энергетическим ресурсам и др. [11].

В целом же, анализ действующего бразильского законодательства в сфере энергетической политики и правительственных программных документов даёт возможность определить следующие основные приоритеты этого государства в энергетической политике на современном этапе:
дальнейшее использование ископаемых углеводородов;
форсированное развитие альтернативной энергетики (включая ядерную и производство биотоплива);
приоритетное развитие электроэнергетики.
Практическая реализация приоритетов обусловливается опорой на национальные ресурсы и технологические возможности, привлечение иностранных инвестиций и технологий. Перечисленные приоритетные направления энергетической политики Бразилии отличаются присущими этой стране особенностями и заслуживают отдельного рассмотрения.

Государственная политика в нефтегазовой сфере

Нефтегазовая промышленность является одним из основных секторов бразильской экономики, поэтому вопросы её эффективного функционирования, включая сферу нефтегазоснабжения населения, занимают ведущее место в энергетической политике государства. Основным выразителем интересов государства в отрасли является созданное в соответствии с законом «О нефти» № 9.478/97 Национальное агентство по нефти, природному газу и биотопливу (ANP), которое в настоящее время имеет следующие полномочия в нефтегазовом секторе бразильской экономики [12]:
—  реализует национальную политику в отношении нефти, природного газа и биотоплива;
—  организует проведение в установленном порядке конкурсов и аукционов на право пользования нефтегазовыми месторождениями, обеспечивая защиту конкуренции;
—  содействует рациональному использованию нефти и газа и охране окружающей среды;
—  содействует проведению геологического изучения недр, осуществляет поддержку базы данных геологической информации;
—  проводит государственную экспертизу информации о разведанных запасах полезных ископаемых, геологической, экономической информации о предоставляемых в пользование участках недр;
—  защищает интересы потребителей, связанные с ценой, качеством и доступностью нефти и газа;
—  заключает концессионные соглашения на пользование нефтегазовыми месторождениями и осуществляет контроль за их исполнением и др.
По состоянию на конец 2019 г. объём доказанных запасов нефти в стране составлял 12,7 млрд баррелей (1,8 млрд т), из которых на шельфовые месторождения приходится почти 95 % (коэффициент ресурсообеспеченности – 12–12,5 лет) [6,11,13]. Обращает на себя внимание резкий рост объёмов нефтедобычи за сравнительно короткий промежуток времени, который вывел Бразилию в число стран-­экспортёров нефти. Так, если в 2010 г. добыча сырой нефти составила 2,12 млн барр./сутки, то в 2015 г. – 2,52, а в 2019 г. – 2,88 млн барр./сутки (150,8 млн т –3,4 % общемировой), увеличившись за год на 7,4 % [13].
В основе этих успехов – освоение открытых в 2007 г. крупных глубоководных месторождений углеводородов на бразильском участке океанского шельфа. В целях создания благоприятных условий для их геологоразведки и разработки, в стране, как было отмечено выше, был принят целый массив нормативных актов. В частности, уже в 2010 г. были приняты федеральные законы (ФЗ) №№ 12.351, 12.304 и 12.276. Первый из них установил правовой режим соглашений о разделе продукции (СРП) для разработки подсолевых горизонтов на шельфовых месторождениях и месторождений, имеющих стратегическое значение. В частности, согласно этому закону предусматривалось проведение тендеров на глубоководном шельфе на условиях СРП (с долей Petrobras – не менее 30 % и статусом оператора), а не концессионных соглашений. Законом № 12.304 был определён правовой статус полностью находящейся в государственной собственности компании Pré-­Sal Petróleo S. A. (сокр. – PPSA), специально созданной для обеспечения соблюдения государственных интересов в заключаемых СРП для добычи нефти подсолевых горизонтов. ФЗ № 12.276 зафиксировал особый правовой статус соглашений о передаче прав государства на геологоразведку и освоение семи участков шельфа (Florim, Franco, South Guara, Iara Offblock, South Tupi, Northeast Tupi, Peroba) в пользу Petrobras. За экологические нормативы в отношении деятельности на шельфе и их соблюдение нефтегазовыми компаниями отвечает Федеральное агентство по охране окружающей среды (IBAMA).
Суммарная мощность НПЗ страны к настоящему времени достигла 2,29 млн барр./сутки. Однако, как и в предыдущие годы, заводы работают не на полную мощность: в 2017 г. объём первичной переработки составил 1,74 млн барр./сутки (порядка 86,7 млн т), в 2019 г. – 1,75 млн барр./сутки [13] или 96,6 млн кубометров по данным [11]. В структуре производства нефтепродуктов доля дизельного топлива достигает порядка 40–41 %, автомобильного бензина – 25 %, топочного мазута – 12–13 %, керосина и реактивного топлива – 5–6 %, сжиженных углеводородных газов (СУГ) – 3–4 % [9].
Согласно PDE – 2029, в этот период среднесуточная нефтедобыча в Бразилии будет ежегодно расти в среднем на 7,1 %, достигнув к 2029 г. 5,54 млн барр. Из указанного объёма 60 % будет отправляться на экспорт, а 40 % – перерабатываться внутри страны. Техническое перевооружение НПЗ позволит увеличить среднесуточную переработку до 2,5 млн барр. При сохранении перечисленных предпосылок будет сохраняться и дефицит предложения нефтепродуктов, покрываемый импортом, за счёт которого удовлетворяется около 11 % внутренних потребностей в них. Импорт покрывает 23 % спроса на дизельное топливо, чуть более 10 % на бензин и свыше 60 % – на прочие продукты нефтепереработки. В то же время значительные объёмы мазута и авиакеросина экспортируются.
Инвестиции в разведку, добычу и переработку, ожидаемые до 2029 г., составляют около 470 млрд долларов (77 % от общего объема инвестиций в развитие энергетического сектора) [11].
Отдельно следует сказать о механизме ценообразования на вырабатываемое из ископаемых углеводородов топливо, который характеризуется сложностью и неоднородностью (рис. 2).

Примечание: ICMS – налог на товары и услуги (поступает в бюджеты штатов)

Рис. 2. Структура цены на реализуемые в розницу нефтепродукты в начале 2021 г.
Источник: по данным [14,15]

При этом если отпускные цены на большинство нефтепродуктов соответствуют среднемировым, то на автомобильный бензин они несколько выше. За счёт образующейся наценки субсидируется «социальная» цена баллонного газа, широко потребляемого в коммунальном секторе [6].
В настоящее время бензин в качестве моторного топлива используется примерно в 60 % легкового автопарка Бразилии [16]. Дизельное топливо, напротив, применяется главным образом крупнотоннажным транспортом и в сельском хозяйстве [17].
С принятием новой редакцией закона «О нефти», вступившей в силу в 2002 г., продолжился процесс демонополизации топливного рынка. В частности, был разрешён импорт бензина и дизельного топлива, фиксированные цены на них были упразднены и стали определяться рынком, хотя и под надзором ANP.
В розницу реализуется бензин категории «С» – смесь бензина с биоэтанолом . С 2008 г. по распоряжению CNPE к реализуемому в розницу дизельному топливу в обязательном порядке примешивается биодизель – разновидность моторного топлива, производимая из растительных масел или животных жиров, и также считающаяся возобновляемым энергоносителем. Доля биодизеля в биодизельной смеси постоянно растёт (с 2 % в 2008 г. до 12 % в настоящее время) [17].
Потребности бразильского рынка в природном газе обеспечиваются тремя источниками: внутренней добычей, импортом из Боливии (по газопроводу Gasbol) и Аргентины (по газопроводу Transportadora de Gas de Mercosur) и импортным СПГ [8], который доставляется на три принадлежащих Petrobras регазификационных терминала [18].
Среднегодовые темпы роста потребления газа за 2008–2018 гг. составили 3,4 %, а общий объём его потребления – 35,9 млрд кубометров в 2018 г. и 35,8 млрд кубометров в 2019 г. При этом пик потребления газа наблюдался в 2014 и 2015 гг. (41 и 43 млрд кубометров, соответственно). Из этих объёмов порядка 24–27 млрд кубометров в год (в 2019 г. – 25,8) приходится на внутреннюю добычу при её среднегодовых темпах за 2008–2018 гг. в 5,8 %. Однако ресурсная база отрасли невелика – всего порядка 0,4 трлн кубометров [13].
Остальная часть потребностей в газе закрывается его импортом, доля которого в суммарном потреблении газа в последние годы составляет 28–30 % (в 2014–2015 гг. – около 44 %). При этом 1/3 в общем импорте газа составляет СПГ (в 2019 г. – 3,2 млрд кубометров) [13].
В 2019 г. введена в действие программа «Новый газовый рынок» (порт. – Programa do Novo Mercado de Gás, англ. – New Gas Market Рrogram). По замыслу разработавшего программу ММЕ Бразилии, её реализация должна способствовать росту спроса на природный газ с шельфовых месторождений, стимулировать инвестиции в разработку, транспортировку, переработку и реализацию природного газа, увеличить использование газа для электрогенерации. В свою очередь, максимизация использования природного газа призвана дать новый импульс развитию бумажной, керамической, стекольной и сталелитейной отраслей, а также производству минеральных удобрений. Конкурентоспособная стоимость природного газа как энергоносителя и как сырья крайне важна для энергоёмких отраслей, так как составляет до трети себестоимости продукции. В случае успешной реализации программы внутренняя газодобыча в период до 2029 г. будет увеличиваться в среднем на 8 %, достигнув к концу периода 92 млрд кубометров. Доля природного газа в энергобалансе останется прежней или, в лучшем случае, увеличится до 14 % [6].
ММЕ Бразилии планирует форсировать потребление природного газа практически во всех регионах страны. Предусматривается не только рост добычи на шельфовых месторождениях в районах Сан-­Паулу, Рио-де-­Жанейро и на участке Эспириту-­Санту, но и разработка крупных месторождений на суше (таких, как месторождение Azulão в центре Амазонии). В рамках программы Нового газового рынка предполагается строительство новых регазификационных терминалов для приёмки СПГ в регионах, где отсутствуют или недостаточны местные газовые месторождения и где невозможна или нецелесообразна прокладка газопроводов. В частности, в северо-­восточной части Бразилии к 2025 г. будет построен регазификационный терминал (первый частный терминал в стране) суточной производительностью до 21 млн кубометров. Повысить использование природного газа в западной части Бразилии планируется путём увеличения импорта из Боливии. Наконец, газификация южных регионов страны будет осуществляться путём трансграничной кооперации с Аргентиной – на базе бразильских шельфовых месторождений и аргентинского месторождения сланцевого газа Vaca Muerta [14].
В любом случае Бразилии предстоит предпринять ещё многое, чтобы сделать природный газ востребованным, доступным и конкурентным по цене энергоносителем [8]. По обнародованным в 2019 г. ММЕ Бразилии данным, отпускная цена на природный газ в стране составляла тогда в среднем свыше 10 долларов за 1 млн БТЕ, в то время как в США – 3,13 доллара за 1 млн БТЕ. Тем самым отпускная цена на внутреннем рынке Бразилии местного газа оказалась даже выше, чем в Японии на импортный СПГ. Высокие цены на газ являются одной из принципиальных помех росту бразильской экономики. К числу факторов, препятствующих газификации бразильских регионов, относится и неразвитость газотранспортной инфраструктуры. В частности, по состоянию на 2019 г. суммарная протяжённость газопроводов в Бразилии составляла 9,4 тыс. км, в то время как существенно меньшая по размеру соседняя Аргентина располагала сетью газопроводов общей протяжённостью в 29 тыс. км [14].
Одной из причин такого положения является то, что по бразильскому законодательству добыча и транспортировка относятся к компетенции федерального правительства, а газораспределение – к компетенции правительств штатов. Это препятствует формированию единого рынка газа страны и газификации внутренних регионов, поскольку каждый штат имеет свою газораспределительную компанию и налоговый режим.

Производство биоэтанола
Источник: 24techno-guide.ru

Угольная отрасль

Суммарные разведанные запасы угля в стране по состоянию на конец 2019 г. оцениваются в 6,6 млрд т, из которых свыше 5 млрд т – низкокачественные бурые угли и лигниты. Ежегодная добыча угля составляет порядка 5–5,5 млн т (2,4–2,8 млн т н. э.) при его потреблении порядка 15–17 млн т н. э. Остальной уголь, в том числе значительная часть коксующегося, импортируется [2,6,13]. Импортируется и кокс – порядка 2‑х млн тонн в год [11]. Большая часть добываемого в стране угля (75 %) используется для электрогенерации, остальная – в производственном секторе.
Согласно PDE – 2029, к концу этого периода внутренняя добыча энергетического угля составит 2,4 млн т, а его импорт – 24 млн т. Импорт кокса оценивается в 1,5 млн т. Таким образом, удельный вес угля в перспективном энергетическом балансе снизится до 4,8 % [6].

Энергетическая политика в области ВИЭ и энергоэффективности

В условиях постоянного дефицита энергоресурсов и зависимости от их внешних поставок, значительное внимание в энергетической политике Бразилии уделяется вовлечению в баланс местных ВИЭ и повышению эффективности использования топлива и энергии.
Особенностью возобновляемой энергетики страны является то, что её основу составляют биоресурсы – продукция и отходы переработки сахарного тростника, широкое использование которых в энергетических целях имеет уже полувековую историю. Это так называемый биоэтанол, или топливный спирт как моторное топливо, и отходы производства сахара из тростника – жмых сахарного тростника или багасса – как котельно-­печное топливо. В значительно меньших объёмах применяется и биодизель. Продолжается использование и таких традиционных ресурсов, как дрова, древесный уголь, сельскохозяйственные отходы и отходы производства целлюлозы, и другие разновидности «зелёных» энергоносителей.
Второе по значимости место среди ВИЭ занимают гидроэнергоресурсы, а вот солнечная и ветровая энергия в стране используется в значительно меньших объёмах.
В 2018 г. суммарное производство энергии из ВИЭ составило 130,5 млн т н. э. или 45,2 % совокупного предложения первичной энергии. Из этого объёма 89,6 млн т н. э., или 31,7 %, пришлось на биоэнергетику (в 2019 г. – 93,9 млн т н. э. и 31,9 % соответственно) . В 2018 г. в стране было потреблено 31,6 млн кубометров этанола, 5,4 млн кубометров биодизеля, 78 млн т дров, 158 млн т багассы, 33 млн т отходов производства целлюлозы. Потребление возобновляемых энергоносителей по секторам бразильской экономики выглядит так: промышленность (36 %), транспорт (22 %), энергетический сектор (использование багассы для производства этанола – 16 %), производство электроэнергии (11 %), жилищно-­коммунальный сектор (7 %), прочие (8 %) [6].
Столкнувшись на рубеже 1973–1974‑х гг. с необходимостью срочно решить сразу две проблемы – быстрый рост цен на импортную нефть (расходы на импорт нефти выросли с 600 млн долларов в 1973 г. до 2 млрд долларов в 1974 г.) и значительное падение спроса на свой основной экспортный товар (сахар) – руководство страны приняло, как его назвали позже, «судьбоносное решение»: реализовать проект по переводу автомобилей с бензина на спирт. Параллельно решалась проблема по стимулированию производителей сахара, оказавшихся в кризисе . 14 ноября 1975 г. законом № 76593 была принята упомянутая выше Национальная этаноловая программа (Proálcool), направленная на стимулирование производства топливного спирта для замены им автомобильного бензина. Реализация этой программы осуществлялась поэтапно.
На начальном этапе (1975–1979 гг.) основные усилия были направлены на производство биоэтанола с целью сокращения импорта нефти. В рамках программы были приняты также меры по расширению выращивания сахарного тростника на юго-востоке и обеспечению потребления биоэтанола сначала в смеси с бензином (в объёме до 14 %), а затем и непосредственно в качестве автомобильного топлива.
Началом второго этапа программы (1980–1986 гг.) считается 19 сентября 1979 г.
В этот день правительство Бразилии подписало соглашение с членами Национальной ассоциации автопроизводителей (Associação Nacional dos Fabricantes de Veículos Automotores) – компаниями Fiat, Toyota, Mercedes-­Benz, General Motors и Volkswagen, о том, что они обязаны собирать в Бразилии только те модели машин, которые способны использовать в качестве топлива стопроцентный спирт. Взамен автопроизводители получили стимулы для производства таких автомобилей и доступ ко всем технологиям, разработанным государством, участвующим в программе Proálcool. Одновременно цена биоэтанола была установлена на уровне 64,5 % от цены бензина. Кроме того, были введены налоговые льготы для владельцев машин, которые соглашались переоборудовать их, перейдя с бензина на спирт. Часть средств, необходимых для проведения этих операций, предоставил Всемирный банк. Параллельно шла масштабная рекламная кампания. В результате этих скоординированных действий, к 1985 г. биоэтанол обеспечивал половину потребностей Бразилии в автомобильном топливе, а содержание биоэтанола в бензиновой смеси достигло 20 %. Реализация же самой программы Proálcool создала к этому времени более чем миллион прямых и косвенных рабочих мест.
Падение мировых цен на нефть, начавшееся в 1986 г., затормозило реализацию программы Proálcool, хотя производство биоэтанола в течение 1985–1990 гг. продолжало оставаться практически на постоянном уровне, достигнув в сезон 1989–1990 г. 11,9 млрд литров. Однако сочетание результатов действия различных факторов рыночного характера, сдерживающих производство биоэтанола и стимулирующих его спрос, и правительственных мер, вызвало в межсезонье 1989–1990 гг. кризис предложения. К этому времени (до 1989 г.) правительство инвестировало в программу 7 млрд долларов США в виде грантов на исследования и др. А госкомпания Petrobras отвечала за закупку всего производства, транспортировки, хранения и распределения биоэтанола и смешивание его с бензином.
Практически в неизменном виде программа Proálcool работала и в последующее десятилетие при постепенном росте установленной законом доли биоэтанола в бензино-­спиртовой смеси. Всего с 1975 по 2000 год было произведено около 5,6 млн автомобилей, работающих на биоэтаноле. Кроме того, ещё более 10 млн автомобилей работало на смеси биоэтанола с бензином, что позволяет избежать выбросов двуокиси углерода в размере около 110 млн т в пересчёте на углерод, а также обеспечить экономию иностранной валюты в размере около 11,5 млрд долларов в результате отказа от импорта соответствующего количества нефтепродуктов [19].
Новую жизнь в реализацию программы Proálcool и потребление жидкого биотоплива в Бразилии вдохнула разработанная в США, Японии и ЕС технология так называемого «гибкого двигателя», способного работать на бензине, биоэтаноле или их смеси в любых пропорциях. Производство автомобилей с такими двигателями (Flex auto) было освоено в марте 2003 г., а уже в 2013 г. на их долю пришлось 94 % от всех проданных новых легковых и лёгких транспортных автомобилей.
С 2007 г. начала действовать правительственная программа «Биоэтанол для устойчивого транспорта» (Bio Ethanol for Sustainable Transport – BEST), направленная на стимулирование разработки, производства и использование городского автобусного парка, работающего на смеси этанола с бензином.
Рост производства этанола и биодизеля наблюдался в Бразилии до начала мирового кризиса в 2008 г. Правительство десятилетиями поощряло расширение их производства, в котором видело драйвер экономического развития сельских регионов. Пик производства «зелёного» моторного топлива пришёлся на 2008 г. Разразившийся кризис ощутимо сократил спрос на моторное топливо, в том числе на «зелёное».
Но уже с 2013 г. в стране вновь начался рост производства как биоэтанола (Biogasoline по терминологии ВР), так и биодизеля. Их суммарный выпуск в 2015–2018 гг. колебался в пределах 35–39,5 млн т н. э., достигнув в 2019 г. 37,7 млн т н. э. или 444 тыс. барр. н. э./сут. [13].
Ключевым фактором сохранения этанолом конкурентоспособности по отношению к бензину в качестве моторного топлива стал описанный выше механизм государственного регулирования цен на топливо, который фактически генерирует субсидирование приобретаемого потребителями моторного топлива. В 2013 г. власти попытались снизить остроту кризиса в этаноловой отрасли, резко уменьшив налоговую нагрузку, облегчив кредитование выращивания и переработки сахарного тростника и выпустив норматив, согласно которому доля этанола в реализуемом в стране бензине должна была составить 25 % . Ещё одной мерой поддержки стало повышение тарифов на смесь бензина с этанолом на 6,6 %. Но и в этом случае субсидируемая цена на этот вид моторного топлива оставалась на 15 % ниже среднемирового уровня. Тем не менее, цель правительства – дать производителям этанола возможность реализовывать свою продукцию с гарантированной пятипроцентной маржей – была достигнута [15].
Наметившийся в настоящее время осторожный процесс стабилизации бразильской экономики благотворно сказывается и на производстве биодизеля и этанола. Согласно PDE – 2029, среднегодовые темпы роста в биоэнергетике в этот период составят 2,74 % (121 млн т н. э.) в год. Основными драйверами роста станут биодизель (7 % прироста в год) и отходы производства целлюлозы (6 % прироста в год). Прирост спроса на этанол ожидается на среднем уровне – чуть ниже 2 % ежегодно. Совокупный объём капиталовложений в производство биотоплива до 2029 г. ожидается на уровне 18 млрд долларов, или 3 % всех инвестиций [6].
Использование гидроэнергетического потенциала имеет весомое значение для электроэнергетики страны. Здесь лишь отметим, что в суммарном энергопотреблении Бразилии на гидроэнергию в настоящее время (2019 г.) приходится всего лишь 12,1 % против 14,3 % в 2000 г. (рис. 1).
В последнее время быстрыми темпами стала развиваться электрогенерация на базе ветровой и солнечной энергии, но удельный вес её продукции в суммарном энергопотреблении страны в 2019 г. составил всего около 2 % [2].
Что касается эффективности использования топлива и энергии, то считается, что она в стране находится на достаточно высоком уровне [11], поэтому текущая политика правительства сосредоточена в основном на её планомерном повышении как в жилом, так и в промышленном секторах.

Государственная политика в электроэнергетике

Развитие электроэнергетики, особенно Национальной объединенной энергосистемы, относится к числу основных приоритетов энергетической политики Бразилии. Представление интересов государства и регулирование деятельности в сфере электроэнергетики, наряду с ММЕ, осуществляют Национальное агентство электроэнергетики (Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL) и Национальное агентство водных ресурсов (Agencia Nacional de Aguas – ANA). За развитие атомного сектора Бразилии отвечают три министерства: Министерство науки и технологий, ММЕ и Министерство обороны. Созданная в 1956 г. Национальная комиссия по ядерной энергии (CNEN) в настоящее время отвечает за обеспечение безопасного развития отрасли и использование его результатов исключительно в мирных целях.
Достигнутые успехи в сфере электроэнергетики показаны на рис. 3.

Рис. 3. Динамика и структура мощности электростанций и электрогенерации в Бразилии в 2010–2019 гг.
Источник: по данным МЭА [2]

Тем не менее, своей электроэнергии стране не хватает, и в небольших объёмах, колеблющихся в зависимости от погодных условий того или иного года, Бразилия её импортирует (в 2018 г. – 35 ТВт·ч, в 2019 г. – на 29 % меньше). Линиями электропередач Бразилия связана с Аргентиной (2000 МВт и 50 МВт), Уругваем (500 МВт и 70 МВт), Парагваем (14000 МВт и 50 МВт) и Венесуэлой (200 МВт). Существуют и другие, менее крупные межсетевые линии с Боливией, Колумбией и Парагваем [11].
Бразильская электроэнергетика постоянно сталкивается с крупными вызовами, причём в последние два десятилетия ситуация даже обострилась. Основной проблемой является неспособность отрасли синхронизировать свои возможности с тенденциями развития и с потребностями национальной экономики. Мировой финансово-­экономический кризис 2008–2010 гг. и вялые темпы восстановления (1 % в 2012 г.) в сочетании с отсутствием перспектив улучшения конъюнктуры и с продолжительной засухой оказывали в течение длительного времени негативный эффект на бразильскую гидроэнергетику – преобладающий сектор в производстве электроэнергии. Существующие гидроэнергетические генерирующие мощности всё более не в состоянии удовлетворить растущий спрос на электроэнергию в стране. Увеличивающиеся потребности покрываются за счёт роста генерации на газовых электростанциях.
Отчасти остроту проблемы недостатка генерирующих мощностей должен снизить ввод в строй трех новых крупных ГЭС – Белу-­Монте, Санту-­Антониу и Жирау (порт. – Belo Monte, Santo Antonio, Jirau). Но развитие гидроэнергетики даже в богатой гидроресурсами Бразилии имеет свои пределы. Тем более, что у руководства и экспертного сообщества страны пока нет единого понимания долгосрочных последствий климатических изменений для региона. Определенные надежды возлагаются на развитие ядерной энергетики. В частности, в период 2021–2029 гг. должна быть достроена и пущена в эксплуатацию АЭС Ангра‑3 (Angra 3) проектной мощностью в 1,4 ГВт [6]. Тем не менее, необходимо подчеркнуть, что в Бразилии, в отличие от многих других крупных государств, ядерная энергетика никогда не играла существенной роли в обеспечении энергетической безопасности.
Как уже было отмечено, быстрыми темпами развивается ветровая и солнечная энергетика (рост установленной мощности с 2,2 и 0 ГВт в 2013 г. до 15,4 и 4,4 ГВт в 2019 г., соответственно) [2,6,11], но пока доля этих ВИЭ в суммарной электрогенерации низка.
Согласно PDE – 2029, в предстоящее десятилетие производство электроэнергии будет ежегодно возрастать в среднем на 3,6 % и достигнет к 2019 г. 942 ТВт·ч, из которых на возобновляемую энергетику будет приходиться уже 87 % (2019 г. – 82 %). К 2029 г. совокупная мощность бразильской энергетики достигнет 246 ГВт, ежегодно увеличиваясь в среднем на 7,5 ГВт. Удельный вес генерирующих мощностей, работающих на ископаемых энергоносителях (прежде всего на природном газе) увеличится на 3 % и составит 44 ГВт. Суммарный объём генерирующих мощностей солнечной и ветроэнергетики возрастёт примерно на 12 % и составит 54 ГВт. Наращивание генерации на ископаемом топливе объясняется стремлением властей укрепить национальную энергетическую безопасность: такого рода генерирующие объекты рассматриваются как гарантия стабильности энергообеспечения на случай нештатных ситуаций в солнечной и ветровой энергетике [6].

Заключение

Анализируя энергетическую политику Бразилии, необходимо отметить, что это крупнейшее государство Латинской Америки располагает неоспоримым потенциалом для устойчивого и конкурентоспособного развития национального энергетического сектора. Успешность развития энергетического сектора будет зависеть от способности страны преодолеть ряд внутренних структурных проблем.
Обладая гигантской ресурсной базой – большими запасами нефти подсолевых горизонтов, крупными месторождениями углеводородов на суше, впечатляющими био- и гидроресурсами, а также энергией солнца и ветра, страна имеет все шансы не только полностью покрывать собственные потребности в энергии, но и стать крупным её экспортером.
Однако в настоящее время национальная экономика продолжает находиться в застое, в стране периодически отмечаются перебои с поставками топлива и энергии, а предпринимаемые властями контрмеры характеризуются хаотичностью и непоследовательностью. Перечисленные явления являются следствием противоречивости бразильской энергетической политики, которая, начиная с 1990‑х годов, эволюционировала в направлении поэтапного открытия национального энергетического сектора для внешних игроков и либерализации работы на нём. Тем не менее, монополистические проявления по-прежнему сильны практически во всех отраслях энергетики страны.
Наконец, пример Бразилии демонстрирует, что непременными атрибутами энергетической политики любого современного государства должны быть совершенствование стандартов управления, предсказуемость, регуляторная стабильность, прозрачность, устойчивость и гарантированная отдача от капиталовложений.
Кроме опыта реализации национальной энергетической политики, для России несомненный интерес представляет и практическое сотрудничество с Бразилией в сфере энергетики. В международном энергетическом сотрудничестве Бразилия выделяет для себя несколько приоритетов. Во-первых, это привлечение инвестиций и технологий в ТЭК – как в традиционную, так и в возобновляемую энергетику. Наиболее перспективными направлениями являются развитие производства электроэнергии и расширение использования всех видов биотоплива. Во-вторых, это укрепление национальной энергетической безопасности путём диверсификации энергетического баланса в соответствии со своими возможностями и доступными ресурсами. В-третьих, это поиск возможностей для сотрудничества в рамках энергетического перехода как средства для обеспечения целей устойчивого развития; и, наконец, это координация позиций на международных энергетических форумах с учётом приоритетов и особенностей энергетической политики разных государств.
Сотрудничество Бразилии и России в рамках БРИКС является предпосылкой для успешного взаимодействия обеих стран и в сфере энергетики.