⚡️ Ирано-израильский конфликт 2026 года и блокада Ормузского пролива поставили монархии Персидского залива в парадоксальное положение. По данным Rystad Energy и МЭА, война одновременно парализует строительство домашних проектов в возобновляемых источниках энергии (ВИЭ) – из-за разрыва логистических цепочек – и разгоняет многомиллиардные «зелёные» инвестиции Залива за рубежом. Ущерб энергетической инфраструктуре региона оценивается в $58 млрд – и это меняет логику распоряжения капиталом. Это очень любопытно, решил описать.

Невозможность монетизировать высокие цены на нефть – экспорт из региона упал – вместе с риском новых ударов заставляет суверенные фонды Залива перенаправлять ликвидность в безопасные юрисдикции. Суверенные фонды – это государственные инвестфонды, куда монархии откладывают нефтегазовые сверхдоходы: саудовский PIF, эмиратские ADIA и Mubadala, катарский QIA.

В апреле 2026 года эмиратская Masdar и французская TotalEnergies создали совместное предприятие (СП) на $2,2 млрд для развития ВИЭ в девяти странах Азии. Месяцем позже Mubadala – суверенный фонд Абу-Даби и один из ключевых акционеров Masdar, вложил $325 млн в британский Hornsea 3, крупнейший в мире офшорный ветропарк мощностью ~2,9 ГВт. Сама Masdar к началу года довела глобальный портфель проектов до 65 ГВт (против 51 ГВт в 2025-м), двигаясь к цели в 100 ГВт к 2030 году.

МЭА предупреждает: затраты на восстановление поврежденной инфраструктуры могут «сократить отток капитала» из региона. Но пока деньги продолжают уходить вовне.

Пока зарубежные портфели растут, домашние проекты парализованы. По данным Rystad Energy, импорт солнечных панелей в страны Залива в марте 2026 года обвалился: в ОАЭ – с 767 до 160 МВт (−79%), в Саудовской Аравии – с 704 до 80 МВт (−89%), в Омане – до нуля. Для сравнения, Турция за тот же период нарастила импорт до 248 МВт (+166 МВт к среднему за 2025 год): независимость от ормузского маршрута превратилась в конкурентное преимущество.

Главная причина обвала – логистика. Стоимость фрахта одного контейнера TEU (двадцатифутовый эквивалент – стандартная единица морских контейнерных перевозок) на маршруте Шанхай – Персидский залив взлетела с довоенных $980 до $4131 к середине мая, пробив даже пандемийный максимум COVID-19 ($3960). Добавил издержек и Китай: отмена с 1 апреля возврата НДС при экспорте подняла цену солнечных модулей (тех же панелей) ещё на 9%.

Rystad Energy прогнозирует задержку текущих ВИЭ-проектов на 3–12 месяцев, а при затяжной блокаде Ормуза – перенос части из них на 2027 год и дальше. Проблема усугубляется тонкой маржой: региональные аукционы для новых станций традиционно выигрывались девелоперами с рекордно низкими ставками в $10,5–20 за МВт·ч, то есть почти без запаса прибыли. Поэтому логично, что любой скачок издержек критичен. Теперь генподрядчики формата EPC (проектирование, закупки и строительство «под ключ») вынуждены пересматривать заключенные контракты, закладывая военную премию за риск (надбавку за работу в зоне конфликта, как военная страховка судов) и оговорки о форс-мажоре – право не отвечать за срыв сроков из-за военных действий.

Геополитика меняет не столько объём «зелёного» капитала Залива, сколько его географию. Декарбонизация внутреннего рынка ставится на паузу – зато монархии всё активнее скупают готовые ВИЭ-активы за рубежом, где юрисдикция стабильна, а актив уже работает.

Конфликт вокруг Ормузского пролива перешагнул 100-дневную отметку. Иран продолжает укреплять созданное в мае «Управление Ормузского пролива» (Persian Gulf Strait Authority - PGSA), требуя от судов регистрации и оплаты «навигационного сбора» за транзит. Трамп обещает сделку «через 2-3 дня» с завидной регулярностью, но каждый раунд переговоров срывается из-за израильского фактора. Тегеран методично закрепляет контроль над важнейшей нефтяной артерией мира - это фундаментальный сдвиг от стратегии временного «перекрытия» к долгосрочной стратегии «владения» проливом.

Трафик через Ормуз остаётся на уровне менее 10% от довоенного. За три с половиной месяца войны через пролив прошло всего 12 гружёных СПГ-танкеров - при довоенной норме около 100 в месяц только из Катара и ОАЭ. МЭА назвало происходящее крупнейшим нефтяным шоком в истории: с рынка выбыло свыше 13 млн баррелей в сутки. Brent торгуется в коридоре $93–97/барр. (9 июня - $95 на новостях о возможной сделке), TTF - около €50/МВт·ч, азиатский спотовый JKM достиг $18,89/МБТЕ. Goldman Sachs предупреждает: каждый дополнительный месяц блокады добавляет $10 к цене Brent к концу года.

PGSA требует от судовладельцев заполнения анкеты из 40 пунктов (от маршрута до национальности экипажа) и получения разрешения по электронной почте от КСИР. Иран заявляет, что это не «пошлина», а плата за «навигационные услуги и защиту окружающей среды». Суммы доходят до $2 млн за рейс. Тегеран анонсировал запуск системы страхования судов «Hormuz Safe» с оплатой в криптовалюте, что может приносить Ирану до $10 млрд в год. 27 мая OFAC ввёл санкции непосредственно против PGSA, но это не остановило механизм - официальный маршрут IMO (Международная морская организация ООН) фактически заброшен, суда вынуждены жаться к иранскому берегу между островами Кешм и Ларак.

Ситуация не замораживается - она эскалируется. 5 июня США нанесли удары по иранским радарным позициям в Горуке и на острове Кешм в ответ на запуск иранских дронов против коммерческих судов. 8-9 июня американский Apache упал у берегов Омана - первый потерянный вертолёт в конфликте (США к этому моменту потеряли также ~30 дронов MQ-9 Reaper). CENTCOM сообщает: с начала блокады перенаправлены 127 коммерческих судов, выведены из строя 6 судов, пропущены 36 гуманитарных конвоев. UANI зафиксировала 45 морских инцидентов с коммерческими судами; 69 иранских нефтяных танкеров действуют в зоне блокады.

Ведущие страховщики отменили покрытие военных рисков для Персидского залива, оставшиеся подняли премии в пять раз. Оплата иранских «сборов» грозит судовладельцам вторичными санкциями США. В Заливе застряли сотни судов и до 20 000 моряков. Глобальные цепочки поставок перестраиваются, но заменить выпадающие объёмы физически невозможно.

В мире действует 41 система торговли выбросами (ETS); вместе они покрывают 26% глобальных эмиссий парниковых газов, а юрисдикции с такими рынками – это 63% мирового ВВП и больше половины населения планеты. Доходы бюджетов от продажи квот достигли рекордных ≈$80 млрд за 2025 год, ETS работает в 14 из 20 стран G20. И само название отчёта показательно: несмотря на геополитическую турбулентность и откат климатической повестки в США, рынки CO₂ не сжались, а расширились в объемном и географическом смыслах. В 2026-м запускаются ещё три национальные системы: Япония, Индия и Вьетнам.

Вот это и есть главная картина (см. график). Единой мировой цены CO₂ не существует – рынки распадаются на три «этажа». Наверху – ЕС и Великобритания: EU ETS около €80/т, британский UK ETS ≈€60 и подтягивается вслед за ЕС на новостях о связке систем. В середине – Северная Америка и Новая Зеландия: калифорнийские квоты и новозеландские NZU около €27–30, RGGI (региональная система штатов северо-востока США) – порядка €19. Внизу – Азия: китайская квота ≈€8–11, корейская K-ETS колеблется около €6–7. Между верхом и низом – разрыв более чем в десять раз.

За общим ярлыком «ETS» скрываются непохожие конструкции – и спред это лишь отражает. ЕС работает с абсолютным снижающимся потолком и продаёт квоты на аукционах: он почти вдвое сократил выбросы охваченных секторов – с ≈1,9 млрд т CO₂-экв (2005) до ≈0,9 млрд т (2024) – отсюда и высокая цена, и рекордные доходы. Китай пока живёт с интенсивностной планкой (лимит на удельные выбросы – CO₂ на единицу продукции, а не на общий объём) и раздаёт квоты бесплатно, пропорционально выпуску. Поэтому цена низкая, а абсолютные выбросы могут расти, даже когда каждое предприятие формально укладывается в свой удельный норматив: достаточно нарастить производство. Закономерность проста: чем жёстче потолок и чем больше квот продаётся, а не раздаётся даром, тем выше цена.

Именно здесь зреет самое важное изменение. Пекин официально завёл в национальную ETS металлургию, цемент и алюминий: охват вырос с ≈40% до ≈60% выбросов страны – около 8 млрд т CO₂, почти пятая часть мировых эмиссий; под регулированием теперь свыше 3 300 предприятий. А главное – объявлен курс на абсолютный потолок выбросов к 2027 году вместо прежней привязки к интенсивности. Пока китайская цена символическая, но сам переход к жёсткому потолку означает, что в крупнейшей экономике-эмитенте нижний «этаж» спреда со временем вероятно будет подниматься.

Торговля квотами на CO₂ глобально в целом находится на ранних стадиях своего формирования, страны двигаются разными треками в данной области, в некоторых регионах данная сущность из нишевой климатической меры трансформируется в действующий фискальный институт. Но единого мирового рынка не возникает: складывается лоскутное одеяло систем с ценами, различающимися на порядок. И вопрос ближайших лет – не появится ли общая цена, а кто, на каких условиях и в чьих интересах напишет правила этого рынка.

Пока заголовки заняты редкозёмами и китайскими экспортными ограничениями (22 июня Китай внёс двух ведущих американских производителей редкозёмов в список экспортного контроля – поставки им из Китая материалов и технологий переработки теперь требуют лицензии Пекина), главным физическим ограничителем электрификации становится самый скучный металл. И упирается он не в геополитику, а в геологию и время.

Без меди нет ни электромотора, ни сети, ни солнечной электростанции. Интенсивность показательна: электромобиль несёт свыше 60 кг меди против ≈24 кг у машины с двигателем внутреннего сгорания (ДВС); солнечная электростанция – ≈5,5 т на мегаватт, наземный ветряк – 3–4 т, морской – более 8 т. Но крупнейший потребитель даже не транспорт, а электросети: их расширение под электромобили, дата-центры и возобновляемые источники энергии (ВИЭ) разгоняет спрос. По оценке МЭА, потребление рафинированной меди вырастет с 27 млн т в 2024 году до 33 млн т к 2035-му и 37 млн т к 2050-му.

Предложение за кривой не поспевает, причина структурная. Содержание меди в руде падает: с 1,2% в 1990 году до менее 0,7% сегодня – чтобы получить ту же тонну, рудник перерабатывает вдвое больше породы, чем десять лет назад. Добавьте 15+ лет от открытия месторождения до первой товарной меди – предложение быстро не нарастить. По расчётам МЭА, на текущем и анонсированном портфеле проектов дефицит к 2035 году достигает 30%. Добыча проходит пик около 2028–2029 годов (≈24 млн т в год) и падает ниже 19 млн т к 2035-му, тогда как спрос растёт. Вот это и есть медный потолок: физический предел темпа электрификации, который не поднять ни субсидией, ни политической волей. Новое месторождение нельзя создать указом, а пятнадцатилетний цикл строительства рудника – ускорить под короткие политические циклы.

Но будет честно и об обратном. Интенсивность по меди инженерно снижают: расход на автомобиль падает с 99 кг в 2015 году до ≈62 кг к 2030-му, алюминий вытесняет медь в кабелях и части сетей, растёт доля вторичного металла. Но у замещения есть предел: алюминий проводит ток примерно на 40% хуже, требует большего сечения и не годится там, где важны компактность и КПД, – в обмотках моторов и электронике. Поэтому ярлык «медь – новая нефть» обманчив: нефть можно заместить, например, газом, а медь в обмотке мотора – почти нечем. Экономия сглаживает наклон кривой, но не убирает потолок. Переработка тоже не спасает: вторичную медь даёт только отслужившее оборудование, а мировой парк техники и сетей в основном строится, а не выбывает на лом.

Здесь медь отличается от редкозёмов. Сюжет про Project Vault и стратегические резервы (писал о нём ранее) строился вокруг китайской монополии на переработку. Но медь добывают Чили, Перу и Конго; узкое место не контроль над цепочкой, а геология её верхней части. Поэтому западный рецепт снижения зависимости от Китая – копить резервы и переносить производство к союзникам – для меди бессилен: её дефицит геологический, а не геополитический. Раз добычу быстро не нарастить, рынок балансирует спрос ценой: дорогая медь вблизи исторических максимумов сама гасит часть спроса. Электрификация не останавливается, но идёт дороже и медленнее, чем в климатических графиках.

Германия присоединилась к группе европейских стран, требующих трёхлетней отсрочки вступления в силу метанового регулирования ЕС (много писал про это ранее, читай выше). Правило, принятое в 2024 году, должно начать действовать с января 2027 года и обязывает импортёров углеводородов мониторить и отчитываться о выбросах метана из глобальных цепочек поставок. Министр экономики Германии Катарина Райхе предупредила, что регулирование в его нынешнем виде может ограничить импорт как сжиженного природного газа, так и нефтепродуктов, включая авиакеросин. Берлин требует гарантий надёжного обеспечения поставок перед введением новых требований.

Позиция Германии отражает растущее напряжение между климатической политикой и энергетической безопасностью. Европа сталкивается с давлением на рынки топлива: закрытие Ормузского пролива из-за войны в регионе усилило нестабильность поставок авиакеросина. Обычно 20% спроса ЕС на керосин покрывается импортом из Ближнего Востока. Германия, крупнейший газовый рынок Европы, опасается, что новые требования сократят круг поставщиков в критический момент. К требованию отсрочки присоединились около дюжины стран ЕС, включая Италию и Нидерланды, а также США, которые назвали регулирование угрозой энергобезопасности блока.

Европейская комиссия отказывается переписывать регулирование, но предлагает смягчение: трёхлетний период без штрафов за нарушение требований по отчётности. Комиссар по энергетике Дэн Йоргенсен подчеркнул, что изменение сроков только увеличит неопределённость на рынках. Комиссия стремится сохранить кредит доверия в климатической политике, одновременно управляя рисками поставок в условиях войны и напряжённости на энергетических рынках.

В 2025 году доля иранского газа в турецком импорте снизилась до 13% (около 7,7 млрд куб. м из общих 58 млрд). Анкара активно наращивает закупки СПГ: долгосрочные контракты с ExxonMobil и Shell, рекордные объёмы американского сжиженного газа довели долю СПГ почти до 25%. Укрепляются позиции Азербайджана – в июне 2026 подписан 15-летний контракт на 2,25 млрд куб. м/год с месторождения Апшерон (поставки с 2029). Россия сохраняет лидерство ( где-то 37% рынка). Иранский газ становится для Турции скорее опциональным ресурсом, чем критической необходимостью.

Главное препятствие -архитектура расчётов. Halkbank, ранее основной канал оплаты за иранский газ, находится под строгим мониторингом США и не может проводить транзакции в интересах Тегерана. Текущая лицензия OFAC (до конца августа 2026) выводит из-под санкций иранскую нефть, но демонстративно игнорирует природный газ. Любой платёж за газ несёт неприемлемые комплаенс-риски.

⚡️ Инфоповод. Чуть больше месяца назад коалиция из 12 преимущественно скандинавских инвесторов - пенсионных фондов, управляющих компаний и банков (Sampension, KLP, Nordea AM) - направила в Европейскую комиссию открытое письмо: не сворачивать поддержку запрета на новую нефтегазодобычу в Арктике. Тревога понятна: Брюссель готовит обновлённую арктическую стратегию к осени 2026 и под давлением Норвегии рассматривает смягчение прежней линии. Показателен не сам запрет, а кто вышел его защищать: не активисты, а капитал.

Арктическая политика ЕС с 2021 года стояла на максималистском принципе: нефть, газ и уголь должны «остаться в земле», в том числе в Арктике. В совместном коммюнике по Арктике (октябрь 2021 года) Еврокомиссия шла ещё дальше – обещала добиваться многостороннего запрета на разработку новых углеводородных запасов в арктической зоне.

Четыре года и один энергетический шок спустя логика развернулась. Энергобезопасность, перевооружение, гонка за критическими минералами, обострение вокруг Гренландии – «безопасность прежде всего» вытесняет «климат прежде всего». Пересмотр арктического моратория встаёт в тот же ряд, что бесплатные квоты EU ETS и «stop-the-clock» по метану: тихий демонтаж климатического максимализма 2021 года.

Обычная последовательность – регулятор ограничивает, капитал подчиняется. Здесь она перевёрнута: капитал просит регулятора не отступать.

Североевропейские банки, пенсионные фонды и страховщики десятилетие выстраивали исключения по углеродным активам: арктическая нефтегазодобыча давно в списках дивестиций. Их кредитные портфели уже оценены исходя из «новой Арктики не будет». Разворот Брюсселя вернул бы риск появления нерентабельных активов (stranded assets), обесценил бы выстроенные рамки ESG и таксономии и создал бы репутационную уязвимость.

Отсюда метафора: мораторий превратился в финансовый частокол – ограду, которую сегодня стережёт не государство, а частный капитал.

Соблазн пересмотра понятен. По оценке Геологической службы США (USGS), Арктика хранит ≈13% мировых неоткрытых запасов нефти и ≈30% – газа. В логике «безопасность прежде всего» это стратегический ресурс.

Но арктический шельф – один из самых дорогих и долгих в освоении регионов: без финансирования и страхования проекты просто не строятся. И здесь письмо 12 организаций – это ещё и сигнал: даже если Брюссель снимет мораторий, деньги не придут. Ограничение де-факто перемещается из регламента в андеррайтинг.

Эпизод – редкая инверсия: частный капитал защищает ограничение, от которого может отказаться сам регулятор. Реальное правоприменение моратория мигрировало из Брюсселя в балансовые отчёты. Даже снятие моратория не откроет Арктику, пока капитал держит ограду. Но сам такой шаг покажет, насколько полно «безопасность прежде всего» переписала европейскую энергополитику.

После выхода из ОПЕК 1 мая 2026 года Объединённые Арабские Эмираты агрессивно наращивают поставки на мировой рынок. По данным судового трекинга (Kpler, Vortexa), в июне экспорт сырой нефти и конденсата из ОАЭ достиг исторического максимума – 3,7 млн баррелей в сутки (в моменте достигало 3.9). Это заметный скачок против 3,1–3,3 млн б/с до конфликта, когда Абу-Даби ещё был связан квотами картеля. Освободившись от обязательств, Эмираты видимо переходят кстратегии ускоренной монетизации своих углеводородных запасов.

Действия ОАЭ становятся серьёзным стресс-тестом для единства ОПЕК+. Успешный прецедент выхода и немедленного наращивания добычи вдохновляет других. Ирак жёстко требует повысить свою квоту, и звучат даже угрозы пересмотра членства – хотя официально Багдад это опровергает. Ответ альянса оказался скромным: Ираку добавили с июля лишь символические ≈26 тыс. б/с, что в Багдаде сочли недостаточным. Фундаментальная проблема распределения долей рынка внутри альянса остаётся нерешённой.

Дополнительные объёмы приходят на рынок в момент, когда цены и без того падают. После разрядки вокруг Ормуза сдувается военная премия: Brent сложился с ≈$95+ в разгар конфликта до ≈$71–74/барр. на 30 июня, WTI – около $70–71. На этом фоне рост предложения со стороны Абу-Даби лишь усиливает понижательное давление. Для нефтедобытчиков это означает обострение конкуренции за рынки сбыта и падение роли неформальных договорённостей ОПЕК+.

Выход ОАЭ – проверка конструкции ОПЕК+ на прочность. Пока картель отвечает символическими прибавками, стимул «выйти и качать без ограничений» верояно будет только расти у тех, кому квота тесна.

Исторически субсидии (ITC и PTC, покрывавшие до 30% капитальных затрат) серьёзно искажали ценообразование на рынке электроэнергии США, давая ветру и солнцу искусственное преимущество перед надёжной газовой генерацией. Отмена этих льгот -закономерный шаг к оздоровлению рынка. Теперь инвесторам придётся оценивать реальную, а не субсидируемую экономику проектов.

Однако в краткосрочной перспективе это неизбежно отразится на потребителях. На фоне колоссального роста спроса на электроэнергию со стороны дата-центров и ИИ, отмена льгот приведёт к росту цен на контракты (PPA) для новых ветровых и солнечных проектов на 40–50%. По данным Reuters, на некоторых рынках, например в Техасе, цены уже подскочили на 120%

На фоне сокращения поддержки ВИЭ администрация делает ставку на базовую генерацию. Именно природный газ остаётся критически важным балансиром для энергосистемы США, способным обеспечить надёжные поставки энергии для растущей экономики и дата-центров.

В июне 2026 года Азия столкнулась с резким падением выработки гидроэлектроэнергии на фоне стремительно усиливающегося Эль-Ниньо. По данным S&P Global Commodity Insights, регион в среднем за июнь потерял эквивалент 13 ГВт гибкой гидрогенерации. Образовавшийся дефицит был закрыт преимущественно угольными электростанциями – и этот процесс, по всей видимости, продолжится до конца года.

Индия пережила самый слабый старт муссонного сезона за последние годы: по данным Метеорологического департамента страны, к 1 июля накопленные осадки были на 38% ниже нормы. К 8 июля дефицит сократился до −15%, но водохранилища оставались просевшими. Уровень воды в 166 крупнейших водохранилищах на 2 июля составил лишь 47,7 млрд м³ — на 39% меньше, чем годом ранее. Аналогичная картина наблюдается во Вьетнаме, Бангладеш и на Филиппинах.

Последствия для энергобаланса оказались немедленными. В Индии выработка ГЭС в июне рухнула на 21% год к году — сильнейшее падение с февраля 2024 года. При этом пиковый спрос на электроэнергию достиг рекордных 270,8 ГВт в мае. Разрыв нужно чем-то закрвать: угольная генерация выросла на 20,7 среднего ГВт. Во Вьетнаме уголь добавил 7,1 ГВт при падении гидро на 4,6 ГВт.

По прогнозу CREA, в горизонте 2026–2027 годов Индии потребуется дополнительно 17,7 ТВт·ч тепловой генерации, что эквивалентно выбросам около 17 млн тонн CO₂. Мировые отгрузки угля в июне уже выросли на 14% год к году, а поставки в Китай –на 41%, в том числе из-за аварии на шахтах провинции Шаньси.

Ситуация накладывается на и без того напряжённый рынок СПГ. Согласно отчёту МЭА Gas Market Report Q3-2026, в Азии фиксируется переключение с газа на уголь в электрогенерации из-за высоких цен на СПГ. При этом азиатские покупатели активно перехватывают американские СПГ-карго у европейских конкурентов, что дополнительно давит на заполнение газовых хранилищ ЕС. Таким образом, Эль-Ниньо косвенно усиливает европейский газовый дефицит.

Происходящее наглядно демонстрирует структурную уязвимость энергосистем, сделавших ставку на гидро и ВИЭ без надёжного резервного контура. Газ и уголь остаются единственными источниками, способными оперативно закрыть гигаваттный (!) дефицит при климатических аномалиях. Тезис о «надёжности» возобновляемой генерации в условиях Эль-Ниньо проходит жёсткую проверку реальностью.

Власти Индии, напуганные перебоями в поставках из-за эскалации ирано-израильского конфликта, приняли беспрецедентное решение: создать стратегические резервы не только нефти, но также сжиженного природного газа (СПГ) и сжиженных углеводородных газов (СУГ). По данным Bloomberg, новые запасы должны покрывать до одного месяца внутреннего потребления страны. В министерстве нефти уже создана спецкомиссия для проработки локаций и моделей хранения.

Энергетическая уязвимость Индии стала очевидной на фоне кризиса в Ормузском проливе. Страна зависит от внешних поставок сырой нефти почти на 88%. Текущие стратегические нефтяные резервы (SPR) составляют всего 5,33 млн тонн (~37 млн баррелей) - этого хватит лишь на 5-9 дней при ежедневном потреблении свыше 5,4 млн баррелей. Для сравнения, стандарт МЭА требует запасов на 90 дней импорта. Индия уже выделила около $647 млн на закупку нефти для SPR и планирует расширение мощностей до 6,5 млн тонн.

Самая революционная часть плана -создание резервов СПГ и СУГ, которых в Индии исторически не существовало из-за отсутствия криогенной инфраструктуры. Потребление СПГ стабильно растёт, а спрос на СУГ достиг 32 млн тонн, при этом около 60% импортируется. Создание газовых хранилищ потребует колоссальных инвестиций в инфраструктуру, но это необходимая мера для смягчения последствий от внешних шоков на рынке.