ВВЕДЕНИЕ

Проблемы мировой торговли углеводородным топливом и сырьем существенно усложнились экономическими санкциями США, Великобритании, ЕС и их союзников против России весной 2022 г. после начала специальной военной операции на Украине. Отрицательные последствия этих санкций весьма ощутимы и для многих их инициаторов, особенно для стран Европы, которые еще ранее, во второй половине 2021 г., испытывали глубокие структурные дисбалансы своего энергоснабжения, а в 2022 г. оставались крупнейшими импортерами энергоносителей из России. Европейские государства активизировали поиски путей, чтобы расширить закупки этих товаров, альтернативных российским. Повысился интерес, прежде всего, к действующим и потенциальным экспортерам природного газа и нефти из Африки и с Ближнего Востока, которые относительно ближе к Европе географически, что позволяет экономить на транспортных издержках, особенно газообразного топлива.

В суммарном импорте природного газа Западной и Центральной Европой за десятилетие 2010-2020 гг. средняя доля России составляла 62%, стран Африки - 18%, или пока что в 3,4 раза ниже¹. Причем быстро устранить серьезные экономические, социально-политические и военные препятствия развитию энергосырьевого комплекса в Африке не представляется возможным, даже в случае масштабного внешнего финансирования, поставок техники, участия иностранных специалистов. Первые результаты потребуют минимум 2-3 лет, а заметное, но частичное замещение российского экспорта - гораздо более.

В 2019 г. валовую стоимость экспорта африканских стран на 77% составляли сырьевые товары, в т.ч. на 42% - топливно-энергетические [1]. Углеводородное сырье и полуфабрикаты в первой четверти нынешнего столетия, по всей вероятности, еще останутся для Африки крупнейшим источником текущих валютных поступлений.

Проблемы отраслевой диверсификации внешнеэкономических связей Африканского континента по-прежнему актуальны не только в силу уже традиционно высокой, даже нарастающей волатильности мировых топливно-сырьевых рынков, но и потому, что быстрое увеличение внутреннего спроса на нефть, газ и продукты их переработки, особенно в ряде стран-экспортеров (например, в Алжире, Египте, Нигерии), ограничивает их внешнеторговый потенциал, требуя постоянно расширять производство хотя бы для поддержания уровня зарубежных поставок [2, p. 21; 3, p. 20]. В то же время ни ресурсная база, ни производственные результаты африканской нефтегазовой промышленности не выделялись существенной положительной динамикой на фоне этих отраслевых комплексов в других макрорегионах мира, наблюдаемых международной статистикой.

НЕФТЕГАЗОВЫЙ РЕСУРСНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ АФРИКИ

На рубеже 2019-2020 гг. доля Африканского континента в мировых доказанных запасах нефти и газового конденсата составляла 7,2%, природного газа - 7,5%. За два десятилетия (1999-2019) нефтяные запасы выросли на 41 млрд барр., достигнув 125,7 млрд барр. По их абсолютному приросту Африка в 1,6 раза превосходила, например, страны СНГ, но одновременно уступала странам Южной и Центральной Америки почти в 5,6 раза и странам Ближнего Востока - в 3,6 раза. По абсолютному приросту газовых запасов на 3,9 трлн м³ до 14,9 трлн м³ Африка опережала Южную и Центральную Америку, но отставала от стран СНГ почти в 6,3 раза, от Ближнего Востока - в 5,8 раза и в меньшей степени от некоторых других регионов².

Относительно невысокий прирост доказанных запасов углеводородного сырья на Африканском континенте и континентальном шельфе является, прежде всего, результатом недостаточной активности геологоразведочных работ. В итоге, Африка остается одним из наименее изученных регионов мира с точки зрения сырьевой базы для данного отраслевого комплекса.

Заслуживают внимания, как минимум, два важных следствия этой ситуации. С одной стороны, она ограничивает возможности наращивания мощностей, создания инфраструктурных и производственных резервов, которые важны для гибкого реагирования на резкие перемены рыночной конъюнктуры, особенно для оперативного увеличения экспортных поставок в периоды повышенного спроса на мировых рынках топлива. Большинству африканских экспортеров пока гораздо сложнее, если возможно в принципе, принять на себя функции т.н. «балансирующих поставщиков» (“swing producers”), характерные преимущественно для нескольких ближневосточных государств.

С другой стороны, в Африке велики перспективы обнаружения новых крупных месторождений углеводородного сырья, тогда как на Ближнем Востоке, например, в исследуемый период доказанные запасы прирастали во многом за счет более углубленной разведки и переоценки потенциала месторождений, открытых ранее.

Судя по первым результатам разведочных работ и нескольким экспертным оценкам, одним из богатейших в мире может стать недавно обнаруженный на Африканском континенте нефтеносный район - бассейн р. Каванго (Kavango Basin) в Намибии, возможно, наряду с несколькими близлежащими территориями в Анголе и Ботсване [4; 5]. И хотя их изучение находится на ранних стадиях, уже четко обозначились весьма серьезные экологические проблемы в связи с продолжением геологоразведки, а тем более - с промышленным освоением вероятных запасов, значительная часть которых может оказаться в недрах земель, входящих в состав крупнейшего в Африке трансграничного заповедника Каванго-Замбези [6].

Аналогичный по крупным масштабам ресурсный потенциал в сочетании со сложной экологической и социальной проблематикой характеризуют также регион Восточной Африки, в особенности Уганду, где c 2021 г. активно готовится разработка нефтегазовых запасов в районе озера Альберта. Реализуются два основных проекта: 1) Tilenga начальной годовой производительностью до 9,5 млн т нефти, оператором которого является французский государственный концерн TotalEnergies, и 2) Kingfisher под управлением китайского концерна China National Offshore Oil Corporation (CNOOC). Продукцию обоих промыслов предполагается доставлять по транзитному Восточноафриканскому нефтепроводу (East African Crude Oil Pipeline, EACOP) через Танзанию в порт Танга для отгрузки на экспорт. Заповедный национальный Murchison Falls Park в Уганде является наиболее уязвимым экологически участком этих проектов, которые включают детальные многофакторные программы защиты природы, а также компенсации местному населению обеих стран за отчуждаемые территории [7; 8].

В 2019 г. доля Африканского континента в мировой добыче нефти и газового конденсата составляла 9,5%, природного газа - 6%. За период 2000-2019 гг. нефтедобыча увеличилась на 527 тыс/ барр./сутки, достигнув 7905 тыс. По ее абсолютному приросту Африка опередила только те регионы, где этот показатель сократился - Азиатско-Тихоокеанский регион (АТР), Западную и Центральную Европу, Южную и Центральную Америку. В то же время наблюдалось отставание от Северной Америки в 14,4 раза, от СНГ в 12,2 и от Ближнего Востока - в 9,3 раза. В Африке на 2010 г. пришелся пик добычи нефти и газового конденсата - 9759 барр./сутки, после чего это производство почти непрерывно сокращалось до конца 2010-х гг.

Добыча природного газа странами Африки за 2000-2019 гг. возросла на 102,8 млрд м³, увеличиваясь для всего континента, в целом, более равномерно по сравнению с нефтью, без пиков и спадов, до 237,9 млрд м³ в год. По абсолютному приросту производства в газовой отрасли Африканский континент превосходил отрицательные европейские и низкие латиноамериканские показатели, но при этом уступал Ближнему Востоку в 4,8 раза, АТР и Северной Америке в 3,8-3,9 раза, соответственно, а также странам СНГ почти вдвое³.

ПРЕПЯТСТВИЯ РАЗВИТИЮ И ВОЗМОЖНОСТИ ПРЕОДОЛЕНИЯ

В текущем столетии еще до развертывания глубоких кризисных процессов 2020 г. в мировой экономике, спровоцированных преимущественно последствиями пандемии COVID-19, африканская нефтегазовая промышленность не выходила в лидеры среди данных отраслевых комплексов других макрорегионов несмотря на перспективы наращивания континентального натурально-ресурсного и производственного потенциала.

Препятствиями осуществлению этих перспектив зачастую становились недостаточно привлекательный национальный инвестиционный климат, невысокая конкурентоспособность на международных рынках капитала для отраслей топливно-энергетического комплекса и в итоге - дефицит зарубежных финансовых, предпринимательских ресурсов, техники и технологии. В 2014-2019 гг. суммарные годовые капиталовложения в нефтегазовую промышленность Африки непрерывно сокращались - с $65 млрд до $40 млрд и, по оценкам, еще до $30 млрд в 2020 г. под давлением последствий пандемии COVID-19.

Эксперты Африканской энергетической палаты (African Energy Chamber) справедливо подчеркивают, что, за исключением немногих стран (например, Анголы, Габона), общая конкурентоспособность (или чистая доходность) добываемой в Африке нефти, после выплаты налогов и прочих изъятий в пользу государства (отраслевой статистикой причисляемых к общим издержкам), становится ниже показателей других макрорегионов и среднемирового уровня [9, pp. 16-18, 36-37, 62].

Кроме того, в Северной Африке на государства-экспортеры углеводородного сырья и продуктов его переработки с 2010-2011 гг. наиболее заметное, долгое отрицательное влияние оказывали последствия социально-экономических, политических и военных потрясений, условно объединяемых общим названием «арабской весны». Особенно сильно пострадала Ливия. Хотя уже несколько десятилетий она бессменно остается обладателем крупнейших нефтяных запасов на Африканском континенте (более 38,5%) и до 2010 г. включительно была здесь третьим производителем нефти (после Нигерии и Анголы) с перспективами занять более высокую позицию, в 2011-2020 гг. эта страна многократно испытывала резкие, продолжительные спады в работе национального комплекса нефтегазовых отраслей вплоть до их полных остановок и прекращения экспорта их продукции. Только на рубеже 2020-2021 гг. вновь наметились перспективы политической стабилизации, остро необходимой Ливии для преодоления этих проблем.

Принимаемые африканскими странами меры для привлечения иностранного предпринимательского капитала в данный отраслевой комплекс приводят к различным результатам.

Например, Египет, благодаря общей модернизации инвестиционного законодательства, либерально-рыночным реформам и целенаправленным стимулам для инвесторов в нефтегазовый комплекс, сумел преодолеть спад в национальной газовой промышленности 2013-2018 гг., когда страна вынуждена была резко сократить экспорт и временно перейти к нетто-импорту «голубого топлива». Существенный рост производства и развитая экспортная инфраструктура позволили Египту не только возобновить и расширить поставки за рубеж сжиженного природного газа (СПГ) с 2019 г., но и приобрести важное значение регионального логистического центра и посредника во внешнеторговых контактах между другими поставщиками газа из Восточного Средиземноморья и импортерами этого топлива.

В январе 2020 г. по инициативе Каира была создана международная организация для координации регионального отраслевого сотрудничества - Восточно-средиземноморский газовый форум (East Mediterranean Gas Forum), - в составе восьми стран: Египта, Греции, Израиля, Иордании, Италии, Кипра, Франции и Палестинской автономии [10]. Египет реэкспортирует на контрактной основе продукцию своего соседа Израиля, загружая ею временно свободные резервные мощности египетских предприятий по сжижению газа. Египет предполагает распространить эту практику и на другие соседние государства [11].

Эти положительные тенденции в Египте преодолели временные трудности мирового экономического кризиса 2020 г., получив новый импульс зимой 2020-2021 гг. и позже - быстрое восстановление и даже рекордный рост цен международных поставок СПГ сначала по краткосрочным, а затем и по более длительным контрактам. Эксперты прогнозируют благоприятную отраслевую ситуацию, по крайней мере, до 2025 г., однако для ее поддержки и развития Египту необходимы дальнейшие усилия, чтобы компенсировать рост внутреннего спроса на природный газ, а также издержек его производства по мере перехода к эксплуатации газовых промыслов на все более глубоководных участках Средиземного моря [12].

Около 60 лет после провозглашения независимости Алжир остается одной из богатейших африканских стран как по «традиционным», так и, особенно, по более перспективным и объемным «нетрадиционным» ресурсам углеводородного сырья. До начала 2021 г. Алжир прочно занимала третью позицию (вслед за Ливией и Нигерией) по доказанным запасам «традиционных» жидких углеводородов (нефти, газового конденсата) и удерживала 2-е место в Африке (после Нигерии) по запасам «традиционного» природного газа [13].

Алжир очень щедро наделен также более труднодоступными, дорогостоящими и экологически опасными в освоении, «технически извлекаемыми» ресурсами сланцевого природного газа - они считаются крупнейшими в Африке и третьими в мире (после КНР и Аргентины) [14]. Кроме того, страна обеспечена урановыми месторождениями, достаточными для создания и развития собственной ядерной энергетики. Алжир в 2011 г. вышел на 1-е место по производству жидких углеводородов в Северной Африке и на 3-е (после Нигерии и Анголы) - на всем Африканском континенте и удерживал эти позиции до конца 2020 г. По добыче природного газа Алжир удерживает африканское первенство бессменно с 1974 г. или даже чуть раньше [13].

Но, несмотря на богатейший природно-ресурсный потенциал, а также на новые законодательные инициативы в нефтегазовом комплексе, Алжир пока не добился заметного улучшения инвестиционного климата, перспективы которого остаются неопределенными, в отличие от Египта. Наиболее негативно влияли на алжирскую экономику долгая стагнация, а иногда снижение производства и особенно экспорта нефтегазовой продукции. В итоге, Алжиру пока не удавалось эффективно воспользоваться очередным шансом - благоприятной конъюнктурой энергосырьевых рынков 2020-2022 гг. после глубокого спада, вызванного последствиями пандемии COVID-19.

Так, добыча нефти продолжала сокращаться от максимального уровня 1372 тыс. барр./сутки в 2007 г. до 860 тыс. в январе 2021 г., или более чем на 37%, и была ниже квоты, установленной для Алжира в рамках соглашений ОПЕК+ [15; 16]. Причем до середины 2021 г. алжирская квота несколько раз повышалась. Тогда же экспорт жидкого топлива составлял 290 тыс. барр./сутки, что на 36% ниже, по сравнению с декабрем 2020 г., - минимальный уровень после 2017 г. и всего лишь 33,7% от производства [17].

Ограниченные успехи газовых отраслей Алжира в 2021 г. не связаны с предыдущими попытками отраслевых реформ. Эти успехи сводятся преимущественно к росту экспорта природного газа на 27% в сжиженном состоянии (СПГ) и на 66% - по транс-средиземноморским газопроводам в Италию и Испанию (после глубоких спадов в первой половине 2020 г.) благодаря привлекательным для покупателей контрактным ценам, а также за счет дополнительной установки нового компрессорного оборудования, поддержавшего добычу на крупнейшем и самом старом газовом промысле страны (Hassi R’Mel) [18].

Но даже этот рост все еще не позволял эффективнее применять очень большие резервные мощности алжирской экспортной инфраструктуры, прежде всего, посредством более полной их загрузки. Страна располагает 3 трансконтинентальными (транс-средиземноморскими) газопроводами общей пропускной способностью 54 млрд м³ в год, действующими предприятиями по сжижению газа суммарной годовой мощностью 31,1 млрд м³ и погрузочными способностями морских терминалов в расчете не менее, чем на 40 млрд м³ СПГ [3, p. 46; 19]. По масштабам перечисленных объектов к началу 2020-х гг. Алжир далеко опережал все другие африканские государства-экспортеры природного газа.

Однако в Алжире не была преодолена долгосрочная тенденция к стагнации производства наряду с опережающим ростом внутреннего использования природного газа в 2016-2020 гг. на 26% - до 45,6 млрд м³ при одновременном сокращении экспорта этого вида топлива на 29% - до 38,2 млрд м³.

Несложные расчеты показывают, что общий экспортный потенциал алжирской газовой промышленности - минимум 85,1 млрд м³ как сумма годовой пропускной способности транс-средиземноморских газопроводов и мощностей производства СПГ - в 2020 г. был загружен максимум на 44,9%, если не учитывать возможности «отложенного» экспорта применительно к СПГ, произведенному ранее отчетного периода и складированному в морских погрузочных терминалах [18]. С учетом этих возможностей уровень использования экспортного потенциала оказался бы еще ниже.

В текущем столетии Алжир неоднократно принимал меры для стимулирования частнопредпринимательской активности и привлечения иностранных инвесторов в нефтегазовые отрасли. Однако эти меры пока не принесли осязаемых положительных результатов. Позднейшей такой инициативой в сфере правового регулирования стал Закон № 19-13 от 11.12.2019 о новых условиях хозяйственной деятельности в нефтегазовом комплексе Алжира, который формально вступил в силу 22.12.2019.

Этот законодательный документ содержит дополнительные льготы для активного привлечения инвесторов, прежде всего иностранных, например, повышает долю предпринимателей в суммарных отраслевых доходах за счет сокращения доли государства, изымаемой в бюджет, и национальной нефтегазовой компании (Sonatrach) [20]. До вступления в силу нового закона подобные изъятия в Алжире были близки к максимальным в международной практике - около 90% доходов совместных нефтепромысловых предприятий, тогда как среднемировой уровень таких изъятий измерялся 72%, что превращало алжирский инвестиционный режим в один из наименее привлекательных для потенциальных зарубежных партнеров. В то же время и новое законодательство оставило незыблемым давнее (с 1970-х гг.) принципиальное преимущество государственной компании Sonatrach перед ее зарубежными партнерами - алжирской стороне гарантировано владение мажоритарными активами во всех совместных предприятиях [21].

В конце апреля 2021 г., после уже почти полуторалетнего формального действия столь принципиально важного для Алжира закона, все еще не был окончательно доработан и утвержден в качестве декретов полный список из 46 подзаконных актов, необходимых для полноценной правоприменительной практики в нефтегазовой индустрии, в т.ч. для проведения конкурсов на получение разведочных и промысловых лицензий, а также для заключения контрактов. До выполнения этого условия вся активность ограничивалась стадией подготовки - подписанием меморандумов о взаимопонимании с потенциальными партнерами, включая российские компании «Зарубежнефть» и «Лукойл», американские Chevron, ExxonMobil и Occidental Petroleum, австрийскую OMV, итальянскую ENI, испанскую Cepsa, немецкую Wintershall Dea, турецкую TPAO и французскую Total [16]. Согласно экспертным оценкам, инвестиционную активность еще более серьезно, нежели бюрократические проволочки, тормозила нестабильная социально-политическая ситуация в стране с начала 2019 г.

Конечно, хронически депрессивное состояние главных экспортных отраслей, от которых Алжир получает 95% валютно-финансовых поступлений и 60% доходной части госбюджета, в целом, не могло не оказать сильное отрицательное влияние на всю национальную экономику. В 2019-2020 гг. под совокупным давлением собственных проблем и последствий пандемии экспортные доходы Алжира сократились на 40% - с $33,3 млрд до $20 млрд [22]. За те же два года дефицит торгового баланса страны увеличился - с $6,1 млрд до $10,6 млрд. Параллельно дольше 7 лет продолжалось почти непрерывное сокращение валютных резервов - с $195 млрд в 2013 г. до $42 млрд к началу 2021 г., или более чем на 78% [18].

К концу 2021 г. валютно-финансовое положение Алжира улучшилось благодаря резкому повышению цен на мировых рынках углеводородного сырья; возобновился рост государственных инвестиций. Но одновременно добавился новый барьер на пути экспорта природного газа. С 1 ноября был закрыт газопровод Магриб-Европа (GME) номинальной пропускной способностью до 12 млрд м³ в год из Алжира в Испанию (и далее в Португалию) транзитом через территорию Марокко. Реально эта максимальная мощность использовалась лишь на 65% (2018 г.) - 25% (2020 г.) с тенденцией к понижению, поскольку действует гораздо более предпочтительный для Алжира прямой газопровод в Испанию (MEDGAZ), расширенный к 2022 г. до 10,5 млрд м³ в год, а долгосрочные алжиро-испанские и алжиро-португальские контракты предусматривают суммарные поставки только 11,5 млрд м³ ежегодно [23]. Здесь вновь сказывается уже отмеченное отставание сырьевой экспортной базы от опережающей инфраструктурной. В то же время до 2022 г. все еще не были готовы варианты типовых договоров и не заключались нефтегазовые контракты нового типа - соглашения о разделе продукции, а также риск-ориентированные сервисные соглашения, которые могли бы привлечь иностранных инвесторов в Алжир [24].

Формальный повод алжирских властей для закрытия GME по истечении 25-летнего договора об эксплуатации - отказ марокканской стороны от дополнительных инвестиций в свой участок трассы, хотя Марокко продолжало взимать плату за транзит, получая часть алжирского газа. Однако, согласно некоторым аналитикам, реальная причина и экономических противоречий, и ранее прерванных (в августе 2021) алжиро-марокканских дипломатических отношений - это очередное обострение очень давнего конфликта, связанного с проблемами Западной Сахары [25]. Конечно, для урегулирования этих проблем оказалось недостаточно официальных визитов и переговоров, которые американский госсекретарь Э.Блинкен провел в Алжире и Рабате в конце марта 2022 г. [26] Более того, Алжир и Марокко продолжают соперничать, выдвигая конкурирующие проекты строительства транс-сахарского газопровода из Нигерии к побережью Средиземного моря - соответственно, на алжирской или марокканской территории [27].

Вероятно, наиболее существенные перспективы развития алжиро-европейского экономического сотрудничества открываются на пути двусторонних связей с конкретными государствами и крупными энергетическими корпорациями Европы. Так, 11 апреля 2022 г. в присутствии президентов Алжира и Италии было подписано комплексное соглашение между компаниями обеих стран, Sonatrach и Eni, о постепенном увеличении поставок алжирского природного газа по действующему долгосрочному контракту примерно на 9 млрд м³ в год за период 2023-2024 гг. Одно из важных условий соглашения - техническое содействие итальянской стороны повышению продуктивности алжирских газовых промыслов, а также ускоренное освоение новых месторождений, чтобы практически расширить сырьевой экспортный потенциал Алжира. При успешном выполнении этого договора удалось бы почти полностью задействовать транс-средиземноморский газопровод Transmed из Алжира через Тунис до Сицилии и далее пропускной способностью 33,5 млрд м³ в год, которая пока загружена примерно на 2/3 [28; 29; 30]. Но и при этом условии было бы компенсировано всего до 1/3 российского газового экспорта в Италию годовым объемом 29 млрд м³ [31].

РЕГИОНАЛЬНЫЕ ПЕРСПЕКТИВЫ И ЛИДЕРЫ

Согласно прогнозам Африканской энергетической палаты, на пятилетие (2021-2025 гг.) - суммарное производство всех видов углеводородного сырья (в пересчете по теплотворной способности) на континенте сохранит достаточно высокую концентрацию в 5 странах. Из них три в Северной Африке - Алжир, Египет и Ливия, которым предсказывается повышение континентального удельного веса с 43% в 2020 г. до 53% - в 2025 г.; и две на Западе Тропической Африки - Ангола и Нигерия, которых ожидает снижение доли с 40% до 31%. В целом, общий удельный вес 5 перечисленных африканских производителей нефти и природного газа ожидается достаточно стабильным при небольшом повышении с 83% до 84%. Остальные 17-16% распределяются между североафриканскими Тунисом и Суданом (около 1%), а также 13 странами Тропической и Южной Африки [9, pp. 66-69].

Рассматривая перспективы добычи нефти отдельно, Африканская энергетическая палата добавляет к 5 крупнейшим производителям Республику Конго и Южный Судан, ожидая от этих 7 стран 85% производства жидкого топлива до конца 2025 г. Еще 10-12% относят на долю 4 других государств - Габона, Ганы, Чада и Экваториальной Гвинеи.

Итак, на 11 стран будет приходиться, предположительно, 95-97% нефтедобычи в Африке. Но если в начале 2020-х гг. прогнозировалось увеличение производства большинством этих 11 стран, особенно благодаря высокому спросу на мировом рынке и последовательному смягчению системы квот на нефтедобычу в рамках ОПЕК+, то к середине текущего десятилетия ожидается новое сокращение, главным образом ввиду ранее отмеченной ограниченности доказанных запасов жидкого топлива, а также снижения естественной продуктивности нефтепромыслов.

На этом фоне выделяется Ливия как единственное государство, которое не подвержено пока натурально-ресурсным ограничениям (отношение его доказанных запасов к годовой нефтедобыче измерялось почти 108 годами) и способно долго, непрерывно наращивать производство по мере восстановления нефтепромыслов, но лишь при условии полной внутриполитической стабилизации [9, pp. 70-73].

Ожидается возвращение ливийского нефтяного лидерства в Северной Африке и 3-е место на всем континенте, а в дальнейшем - конкуренция с Нигерией и Анголой, которые в ближайшей перспективе сохранят 1-ю и 2-ю позиции. Напротив, Нигерии становится труднее удерживать свое первенство. После непродолжительного роста нигерийской нефтедобычи, которую на 65% обеспечивают морские нефтепромыслы, прогнозируется снижение к 2025 г., поскольку действовавший до 2021 г. налоговый режим не стимулировал разработку новых, преимущественно морских месторождений во все более сложных природных условиях. Аналогичная ситуация складывается и в большинстве других нефтедобывающих стран района Гвинейского залива [9, pp. 74-75].

Концентрация добычи природного газа в Африке несколько выше по сравнению с нефтедобычей. 5 упомянутых стран с наиболее крупным суммарным производством углеводородного сырья сосредоточивают около 90% добычи газа и предположительно сохранят свои позиции до середины 2020-х гг. [9, p. 72]. В этот период только еще два африканских государства - Экваториальная Гвинея и Мозамбик - могут быть сопоставимы по производству «голубого топлива» с Анголой, т.е. с одним из 5 «лидеров» [3, p. 11].

Во второй половине нынешнего десятилетия с большой вероятностью ожидались радикальные перемены в африканской газовой промышленности, прежде всего, за счет включения в лидирующую группу Мозамбика.

При условии полной реализации успешно начатых проектов, он стал бы обладателем крупнейших мощностей для экспортного производства СПГ на континенте. Мозамбик готовил к вводу в строй 3 предприятия по сжижению природного газа суммарной годовой производительностью более 42,7 млрд м³ на 2023-2024 гг. Причем почти вся ожидаемая проектная продукция была уже включена в долгосрочные экспортные контракты с несколькими американскими, западноевропейскими и японскими ТНК [32]. Благодаря этим планам Мозамбик мог бы вскоре занять 1-е место в Африке, по крайней мере, на некоторое время, поскольку к началу 2020-х гг. два других крупнейших экспортера СПГ - Алжир и Нигерия - располагали гораздо меньшими действующими производственными мощностями в этой отрасли - 31,1 млрд м³ и 30,1 млрд м³ в год, соответственно. Причем только Нигерия намечала их расширение после 2025 г. [3, p. 47; 9, pp. 38-41].

Но программа развития газовой индустрии Мозамбиком встретила серьезное, пока что не преодоленное окончательно военно-политическое препятствие. С 2017 г. в стране разворачивается повстанческое движение радикально-исламских боевиков, которые активно применяют методы массового террора (подробнее см.: [41]).

В начале 2021 г. боевые действия вплотную приблизились к территории строительства одного из трех предприятий по производству СПГ - Mozambique LNG проектной стоимостью $20 млрд. Оператор проекта - французская компания TotalEnergies - была вынуждена в декабре 2020 г. приостановить строительные работы, выполненные к тому времени на 21-22%, а в апреле 2021 г. объявила force majeure и эвакуировала свой персонал, занятый на объекте.

Другое самое мощное и капиталоемкое предприятие - Rovuma LNG оценочной стоимостью $27-30 млрд под руководством американской корпорации ExxonMobil - в этих условиях так и не получило окончательное инвестиционное решение (FID) и не начало строиться. И хотя компания TotalEnergies декларировала намерение возобновить возглавляемый ею проект при надежных гарантиях полной безопасности, будущее газовой программы Мозамбика к середине 2021 г. оставалось неопределенным [32; 33]. На рубеже 2021-1922 гг. наметилось существенное улучшение ситуации, что позволило TotalEnergies заявить о возобновлении проекта в 2022 г. без уточнения даты. С учетом перерыва в работах запуск предприятия откладывался минимум до 2025 г., а вывод его на проектную мощность 17,8 млрд м³ - до 2026 г. [34].

Но один из 3 упомянутых газовых проектов Мозамбика близился к завершению уже в IV квартале 2022 г. Это - предприятие Coral South FLNG (или Coral-Sul), оператор которого итальянская компания Eni готовится разрабатывать морское месторождение и экспортировать его продукцию с помощью плавучего завода по сжижению природного газа номинальной мощностью 4,6 млрд м³. Построенный в Южной Корее завод в ноябре 2021 г. был доставлен к берегам Мозамбика и затем проходил установку на месте эксплуатации [35; 36].

Национальные программы развития газовой промышленности, хотя в большинстве своем несколько менее масштабные, чем в Мозамбике, намечались к осуществлению на период до 2032 г. в ряде африканских стран (включая их совместные проекты) практически всех регионов: Алжире, Египте, Ливии, Нигерии (самые обширные планы наращивания газодобычи), Анголе, Камеруне, Конго, Мавритании, Сенегале, Гане, Экваториальной Гвинее, Эфиопии и Джибути, Южной Африке и, возможно, в других [9, pp. 72-83].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Руководство стран континента, вероятно, учитывает распространенное в экспертном сообществе мнение о чрезвычайно важной роли «голубого топлива», которое должно, в основном, обеспечить переход от современной, «высокоуглеродной» и, в целом, «неэкологичной» энергетики к будущей, все более опирающейся на возобновляемые источники энергии. В позднейших прогнозах сроки этого перехода зачастую удлиняются [37]. Помимо вытеснения ископаемых видов топлива с более высоким содержанием углерода, природный газ получит роль, хотя бы тоже «переходную», в зарождающейся «водородной энергетике», став основой производства «голубого водорода» непосредственно либо посредством аммиака, который легче поддается транспортировке и зачастую почти также может использоваться в качестве топлива без углерода, например, в электроэнергетике [38; 39].

Согласно оценкам экспертов Форума стран-экспортеров природного газа, в долгосрочной перспективе за 2019-2050 гг. глобальное потребление этого энергоносителя возрастет на 50% - с 3.950 млрд м³ до 5.920 млрд м³, причем рост его использования в Африке ожидается почти втрое быстрее среднемирового - на 147%. С 2047 г. природный газ, вероятно, станет наиболее востребованным энергоносителем на глобальном уровне, вытесняя, прежде всего, энергетический уголь. В то же время до 2040 г. ожидается постепенно замедляющийся рост применения нефти в мире, а позже - сокращение ее использования.

Прогнозируются ускоренное расширение ежегодной добычи африканского природного газа на 350 млрд м³, или более чем в 2,4 раза, и вклад Африки в мировое производство - с 6,4% до 10,1% в 2050 г. Предпосылки активного развития предположительно обеспечит повышение доли континента до 23% ($2,3 трлн) от общемировых суммарных инвестиций в газовую индустрию (до $10 трлн) за 2020-2050 гг. и выход Африки на 2-е место после АТР, что может в значительной мере компенсировать отставание периода 2000-2019 годов [40, pp. 57, 75-76, 93, 95].

Однако необходимо подчеркнуть, что реализация благоприятных перспектив очень существенно будет зависеть от инвестиционного климата во всех его многообразных аспектах: экономических, правовых, институциональных, социально-политических, а также, что особенно важно для Африки, от решения проблем безопасности и прекращения вооруженных конфликтов.