Максим Гардус, який обіймає посаду менеджера із комунікацій Razom We Stand, зазначає, що підписання Дональдом Трампом закону Ліндсі Грема про санкційні обмеження проти Ірану та Росії є серйозним розширенням санкційної політики. Тепер глава держави наділений повноваженнями вводити тарифи аж до 100% стосовно продукції з держав, які лишаються клюعيвими споживачами російського газу і нафти. Проте експерт закликає не ототожнювати цей юридичний механізм із миттєвим практичним результатом. Документ не є повноцінним нафтовим ембарго, тому Індія чи Китай не припинять імпортувати нафту наступного ж дня. Насамперед ідеться про потужний інструмент для переговорів, результативність якого у зменшенні експорту з РФ напряму залежить від дій Державного департаменту США, Мінфіну США, Офісу торговельного представника США та Білого дому. Відповідно до Розділу 113, вторинні тарифи загрожують тим країнам, які продовжують імпортувати нафту з Росії після набуття документом чинності і водночас входять до топ-5 найбільших покупців сирої нафти за фізичними обсягами за минулі 12 місяців. Перерахунок цієї п’ятірки Офіс торговельного представника США спільно з Міністерством енергетики США та Держдепом повинен проводити кожні 180 днів. При цьому ставка тарифу може варіюватися від понад нуля до 100%, оскільки президент має право коригувати її залежно від виконання державою «суттєвих кроків» з мінімізації закупівель. Таким чином, формується чітка система торгу. Подібні заходи набагато масштабніші за санкційні обмеження проти окремого трейдера чи танкера, проте їхній успіх повністю спирається на дипломатичну роботу. Індія та Китай щодня імпортують російську нафту мільйонами барелів. Зокрема, індійські показники тримаються на позначці близько 1,9 млн б/д: у серпні обсяги становили приблизно 1,87 млн б/д після рекордних 2,79 млн у липні, тоді як інші обсяги набагато нижчі. У 2025 році Туреччина імпортувала приблизно 317 тис. б/д нафти з Росії, що покривало 47% її загального нафтового імпорту, Словаччина й Угорщина — приблизно по 0,1 млн б/д кожна, а Азербайджан — лише близько 30 тис. б/д. Для невеликих імпортерів повністю замінити російську нафту технічно цілком реально. Хоча Угорщина та Словаччина традиційно отримували сировину через південну гілку нафтопроводу Дружба, після зупинки постачань у січні вони вже мусили переорієнтуватися на морські альтернативи через трубопровід Adria/JANAF і хорватський Omišalj із проєктною потужністю близько 15 млн тонн на рік, чого вистачає для покриття їхніх спільних потреб. Хоча компанія MOL веде суперечки з JANAF щодо умов та гарантованої пропускної спроможності, а НПЗ Slovnaft усе ще адаптується до нових сортів нафти, це питання інженерії та комерції, а не остаточна відсутність вибору. Щодо Азербайджану ситуація ще простіша, оскільки нація сама є потужним експортером та виробником нафти. Близько 30 тис. б/д з РФ мають значення лише для економіки нафтопереробки: Бакинському НПЗ вигідно переробляти дешевшу Urals, експортуючи дорожчу Azeri Light. У разі загрози масштабного американського тарифу ці обсяги легко замістити власними, казахстанськими чи альтернативними ресурсами. Отже, стосовно невеликих покупців позиція Вашингтона є надзвичайно міцною: альтернативні варіанти можуть бути менш зручними чи дорожчими, але вони існують. За мирних умов дія закону Грема виглядала б доволі переконливо, адже Індія купує нафту з РФ зі знижкою, але має величезний експорт до США, через що Вашингтон може поставити просте питання вибору між економією на Urals та ризиком тарифів на власні товари. Проте закон ухвалюється в умовах нетипового нафтового ринку, адже американо-іранський конфлікт триває вже сім місяців. Ормузька протока функціонує з великими перебоями, близькосхідний видобуток і відвантаження зменшилися, глобальні резерви від початку бойових дій скоротилися більш ніж на 500 млн барелів, а ціна Brent перевищувала $100. Регіон Близького Сходу слугував для індійських НПЗ природною альтернативою Росії завдяки сортам Saudi Arab Light, Iraqi Basrah, ADNOC Murban тощо, але тепер ці джерела стали більш дефіцитними, ризикованими з погляду логістики та дорожчими. Це підтвердив серпневий експеримент: коли доступність нафти з Росії для Індії зменшилася з 2,79 до 1,87 млн б/д, Делі не зумів оперативно знайти 900 тис. барелів на заміну, через що загальний імпорт нафти скоротився до 4,17 млн б/д, досягнувши мінімального показника від початку близькосхідного конфлікту. Попри наявність постачальників на кшталт США, Канади, Бразилії, Гаяни, Нігерії та Анголи, вони відрізняються характеристиками сировини, фрахтом і плечем транспортування. Протягом серпня нафтовий імпорт коштував Індії $16,69 млрд, що на 25,8% перевищує показник минулого року, тому першою реакцією Делі стали не заяви про припинення закупівель, а наголошення на енергетичній безпеці, доступності пального та необхідності діалогу зі США. З цієї причини витіснення російських 1,5–2 млн б/д з індійського ринку до завершення чи значної деескалації конфлікту з Іраном буде вкрай важким завданням, тоді як домовленість про квоти, поступове скорочення або вищий дисконт виглядає реалістичніше. Водночас Китай володіє значно більшим запасом міцності: його внутрішній видобуток у серпні становив 4,34 млн б/д, а резерви оцінюються приблизно в 1,23 млрд барелів. Тільки у серпні держава компенсувала дефіцит за рахунок відбору з запасів близько 640 тис. б/д. КНР також купує альтернативні ресурси в Латинській Америці, Західній Африці та Канаді, причому лише останні додаткові спотові угоди перевищили 20 млн барелів, хоча конкуренція за них підвищила премії на окремі африканські сорти нафти до $22 понад котирування Brent. Крім того, на тлі кризи в Перській затоці російська нафта набула для Пекіна особливого стратегічного значення, адже постачання ESPO з Козьміно йде напряму через Тихий океан, а частина обсягів транспортується східносибірськими трубопроводами, не потребуючи ані Суецького каналу, ані Ормузької протоки. Тому влітку відбулося протилежне тому, чого очікували автори закону: компанія Sinopec наростила імпорт російської ESPO задля компенсації втрати близькосхідних поставок, а агентство Reuters оцінювало додатковий імпорт Sinopec у липні–вересні на рівні 241–320 тис. б/д. Формула залишається простою: із зростанням ризиків у Ормузькій протоці зростає і стратегічна вага російського бареля для Китаю. Саме тому змусити Пекін відмовитися від нафти з РФ до закінчення війни з Іраном значно складніше, ніж планувалося під час розробки санкцій. Згідно з Розділом 113, мова йде про 5 найбільших покупців за обсягами за останні 12 місяців, і за цією логікою Туреччину складно обійти увагою через її показник у 317 тис. б/д за 2025 рік, тоді як Угорщина і Словаччина купували приблизно по 100 тис., а Азербайджан — близько 30 тис. Водночас у липневих роз’ясненнях авторів проєкту закону згадувалися Китай, Індія, Угорщина, Словаччина та Азербайджан, що суперечить логіці фізичних обсягів, оскільки сам закон не містить назв держав, а остаточне рішення прийме Офіс торговельного представника США. Туреччина залишається однією з головних інтриг імплементації: якщо вона потрапить до п’ятірки, Вашингтон отримає потужний важель впливу, а якщо ні — буде цікаво проаналізувати методологію, яка виключила країну з обсягами, що в рази перевищують показники Угорщини чи Словаччини. Підсумовуючи, закон Грема не є універсальною кнопкою для блокування російського нафтового експорту, але він є дієвим важелем, потенційно ефективним для малих імпортерів та сумнівним для великих. Закон створює загрозу, перетворення якої на скорочення доходів РФ має забезпечити американська дипломатія.
