Нурлан Уразов Южная Америка генерирует около 45% своей электроэнергии за счет гидроэлектростанций. Однако климатический феномен Эль-Ниньо регулярно провоцирует засухи, снижение уровня воды в водохранилищах и резкий рост оптовых цен на энергию. Исторически промышленные потребители воспринимали эти сезонные перепады как сугубо техническую проблему коммунальных служб. Теперь ситуация изменилась. Риски ограничения поставок одновременно возрастают в Бразилии, Колумбии, Чили и Эквадоре, напрямую затрагивая компании с производственными цепочками в регионе.
В 2024 и 2025 годах нехватка воды привела к повсеместному падению выработки энергии. Бразильская ГЭС «Санту-Антониу» на реке Мадейра была вынуждена временно остановить турбины из-за критического падения уровня воды. В Эквадоре ГЭС «Кока-Кодо-Синклер», обеспечивающая около 30% национальной генерации, сокращала работу на 14 часов в сутки. Уругвай пережил сильнейшую за последние 70 лет засуху. По данным Международной ассоциации гидроэнергетики, установленная мощность региона достигла 183 гигаватт, но ее фактический рост остановился. Изменение климата делает долгосрочное прогнозирование выработки ненадежным. Отступление ледников в Андах снижает стабильность притока воды к станциям, которые раньше не зависели от осадков на равнинах – это не временный сбой, а структурный сдвиг.
Экономические последствия для промышленности наступают быстро. При падении гидрогенерации операторы сетей запускают резервные тепловые электростанции, что ведет к удорожанию электричества. Покупатели с плавающими тарифами видят рост затрат в ближайших счетах. При фиксированных контрактах поставщики все равно компенсируют убытки при следующем пересмотре цен. В Бразилии, на которую приходится более половины всей гидроэнергетики континента благодаря гигантам вроде ГЭС «Итайпу» и ГЭС «Белу-Монти», тарифы на краткосрочном рынке в засушливый период 2024 года достигали 108 долларов за мегаватт-час. Для сравнения, в сезон дождей цена обычно колеблется от 18 до 28 долларов. Промышленные предприятия в штатах Сан-Паулу и Минас-Жерайс столкнулись с прямыми убытками, выходящими за рамки заложенных в бюджет расходов.
Государственные стратегии адаптируются к новым условиям. Национальный энергетический план Бразилии отказывается от строительства новых крупных плотин, направляя инвестиции в модернизацию сетей и системы хранения энергии. Чили смягчает последствия дефицита воды за счет диверсификации: в 2024 году доля солнца и ветра в генерации страны превысила 40%. В Колумбии ситуация сложнее: несмотря на планы по развитию возобновляемых источников, страна опирается на крупные гидроэлектростанции. В начале 2024 года уровень водохранилищ там упал почти до 30% от общей емкости, вынудив операторов балансировать на грани нормирования потребления. Доверие инвесторов к колумбийскому рынку снижается из-за споров между правительством и энергетическими компаниями по поводу тарифов.
Эквадор остается в зоне максимального риска. Спад выработки приводит либо к импорту электричества по завышенным ценам, либо к веерным отключениям на заводах и шахтах. Стандартные контракты на закупку энергии в Латинской Америке обычно строятся на базовых годовых прогнозах, которые игнорируют риски сезонного дефицита воды. Образуется разрыв между условиями договоров и реальными затратами в периоды засух, длящиеся по полтора-два месяца. Анализ последних трех лет показывает, что крупные предприятия фиксируют спад производства, а вслед за предупреждениями о низком уровне водохранилищ следуют скачки оптовых цен. Финансовым директорам приходится выяснять, есть ли в их действующих контрактах условия для защиты от таких ценовых шоков и готовы ли заводы к приостановке работы более чем на 48 часов.
