Тарик Саиди
В предыдущей части этого отчёта мы увидели, что Афганистан способен принять на себя дополнительные объёмы газа по будущему газопроводу ТАПИ.
Теперь необходимо сформировать сценарии, в которых Пакистан сможет поглотить оставшиеся объёмы газа из ТАПИ. Это открывает совершенно новые возможности. Кроме того, это создаёт условия для существенного расширения партнёрства между Пакистаном и Центральной Азией. В итоге становится очевидно, что ТАПИ без участия Индии может быть вполне прибыльным проектом.
Таблица 4: Возможности использования газа Пакистаном помимо прямого потребления
Сценарный анализ: что Пакистан может сделать с газом, который будет поставляться по ТАПИ?
| Вариант использования | Объём газа (MMCFD) | Годовая выручка (оценка) | Требуемые инвестиции (CAPEX) | Срок реализации | Стратегическая ценность |
| 1.Прямое потребление в приоритетных секторах (базовый сценарий) | 1 325 | См. предыдущие таблицы из части 3 | Минимальные | Немедленно | Базовый сценарий |
| 2.Производство полимеров (ПЭ, ПП, ПВХ) | 500–800 | $3–5 млрд/год | $5–8 млрд | 4–6 лет | Очень высокая добавленная стоимость |
| 3.Расширение производства удобрений (карбамид, аммиак) | 200–300 | $800 млн – 1,2 млрд/год | $1–2 млрд | 3–4 года | Продовольственная безопасность + экспорт в регион |
| 4.Метанол и химическая продукция | 300–500 | $1,5–2,5 млрд/год | $3–5 млрд | 4–5 лет | Диверсификация экономики |
| 5.GTL (переработка газа в жидкие топлива) | 400–600 | $2–3 млрд/год | $8–12 млрд | 6–8 лет | производство дизеля и авиакеросина |
| 6.Завод по сжижению и экспорт СПГ | Изменчивые объемы | Зависит от мировых цен | $3–5 млрд | 5–7 лет | валютная выручка |
| Региональный ре-экспорт (в Пакистан, Индию, Китай) | Изменчивые объемы | Транзит + маржа | $0,5–1 млрд (доп. трубопроводы) | 3–4 года | Региональный газовый хаб |
Ключевой вывод: даже без участия Индии Пакистан может полностью и с прибылью использовать весь газ ТАПИ благодаря его переработке с созданием добавленной стоимости, а не только при прямом сжигании.
Таблица 5: Рост глобального рынка полимеров и ценовые тенденции (2024–2035)
| Тип полимера | Рыночная стоимость 2024 г. | Прогноз на 2032–2035 гг. | CAGR (среднегодовой темп роста) | Ключевые применения | Тенденции цен ($/MT) |
| Общий рынок полимеров | $666,1 млрд | $993 млрд (2032 г.) | 4,6 % | Все сектора | Стабильный рост |
| Полиэтилен (PE) | $129,92 млрд (доля 35 %) | $191,42 млрд (2033 г.) | 4,4 % | Упаковка, строительство, автомобилестроение | $800–1400 |
| Полипропилен (PP) | $133–140 млрд | $194–224 млрд (2032–2034 гг.) | 4,2–5,3 % | Автомобилестроение, упаковка, текстиль | $900–1500 |
| Полиолефины (PE + PP) | $274,22 млрд | $382,56 млрд (2032 г.) | 4,2 % | Комбинированный спрос | Стабильный рост |
| Доля Азиатско-Тихоокеанского региона | 50–56 % (2024 г.) | 51,78 % (2034 г.) | 5,3–5,6 % | Самый быстрорастущий регион | Пакистан в выгодной позиции |
Источники: P&S Intelligence, Straits Research, Fortune Business Insights, Data Bridge Market Research, Polaris Market Research
Основные факторы роста рынка:
- Глобальный рынок полимеров оценён в 666,1 млрд долларов США в 2024 году, ожидается рост до 993 млрд долларов к 2032 году при среднем годовом темпе роста 4,6%
- Рынок полиэтилена прогнозируется с 129,92 млрд долларов (2024) до 191,42 млрд долларов (2033) при среднегодовом темпе роста 4,4%
- Рынок полипропилена растёт с 133–140 млрд долларов до 194–224 млрд долларов к 2032–2034 гг. при среднегодовом темпе роста 4,2–5,3%
- Регион Азиатско-Тихоокеанского региона доминирует с долей рынка более 50%, что обусловлено активностью Китая, Индии и стран Юго-Восточной Азии
Таблица 6: Экономика производства полимеров с использованием газа ТАПИ в Гвадаре/Пасни
Базовый сценарий: квота газа 500 MMCFD для полимерного комплекса
| Параметр | Характеристика / значение | Основание расчёта | Годовой показатель / стоимость |
| Объём газа | 500 MMCFD | Выделено исключительно под производство полимеров | 182,5 млрд фут³/год (≈ 5,17 млрд м³/год) |
| Стоимость газа | 10–11 USD/MMBtu | Цена поставки ТАПИ в Пакистан | $1,83–2,01 млрд/год |
| Производство полиэтилена (PE) | 1,2 млн тонн/год | Норма: ~380 м³ газа на 1 т PE | 1 200 000 тонн |
| Производство полипропилена (PP) | 0,4 млн тонн/год | Диверсификация портфеля | 400 000 тонн |
| Общий выпуск полимеров | 1,6 млн тонн/год | Завод мирового масштаба | 1 600 000 тонн |
| Выручка от PE | $800–1400/т | Текущие и прогнозные рыночные цены | $960 млн – 1,68 млрд/год |
| Выручка от PP | $900–1500/т | Текущие и прогнозные рыночные цены | $360–600 млн/год |
| Общая выручка | — | — | $1,32–2,28 млрд/год (среднее ≈ $1,8 млрд) |
| Операционные расходы (OPEX) | — | Зарплаты, электроэнергия, обслуживание | $300–400 млн/год (среднее $350 млн) |
| Валовая маржа | — | Выручка − газ − OPEX | $620 млн – 1,53 млрд/год |
| Чистая маржа | 35–40 % | Стандарт отрасли | $280–380 млн/год чистой прибыли |
| Капитальные затраты (CAPEX) | $5–8 млрд | Интегрированный комплекс (лучше всего в Гвадаре) | Разовый |
| Срок окупаемости | 13–20 лет | На основе чистой прибыли | ≈ 15 лет (средний сценарий) |
| Чистая приведённая стоимость NPV (20 лет) | $3,5–6,0 млрд | Ставка дисконтирования 8 % | Сильно положительная |
| Создаваемые рабочие места | 3–5 тыс. прямых + 15–20 тыс. косвенных | — | Значительный социально-экономический эффект |
Стратегические преимущества:
- Создание добавленной стоимости: превращение газа стоимостью $10–11 в продукт стоимостью $1 125 за тонну (67% валовой добавленной стоимости)
- Экспортная выручка: ежегодный экспорт $1,2–1,6 млрд (при допущении 70% на экспорт и 30% на внутреннее потребление)
- Замещение импорта: Пакистан ежегодно импортирует полимеры на сумму свыше $2 млрд – 60–80% можно заменить отечественным производством
- Передача технологий: совместные предприятия обеспечивают доступ к передовым мировым технологиям
- Развитие кластеров: привлекает производственные мощности по переработке пластмасс
Таблица 7: Полимерный комплекс в Гвадаре/Пасни – состояние инфраструктуры и потребности
| Инфраструктурный элемент | Текущее состояние (2024–2025 гг.) | Улучшения для ТАПИ | Дополнительные инвестиции |
| Порт Гвадар | В эксплуатации с 2016 г.; глубоководные возможности; полностью операционен, но мощности используются не полностью (4 причала, минимальный трафик) | Терминал трубопровода ТАПИ; прямые поставки газа для промышленных зон | $500 млн на расширение |
| Промышленная зона Гвадар | Выделено 3 000 акров; распределено 1 100 участков; первая фаза: 1 000 акров; развитие производства и переработки к 2025 г. | Зона для полимеров: 500–800 акров; петрохимический кластер на базе ТАПИ | $1,5–2,5 млрд на инфраструктуру |
| НПЗ Aramco (планируется) | проект стоимостью $10 млрд; мощность 250–300 тыс. баррелей/сутки; MoU подписано в 2023 г., земля выделена в 2025 г. | Синергия с полимерами (полиэтилен + полипропилен) | $1 млрд на петрохимический комплекс; совместные инвестиции |
| Энергоснабжение | Планируется угольная ТЭС 300 МВт; 100 МВт из Ирана; требуется +200–300 МВт для кластера | Газ от ТАПИ для энергетики и промышленности | $300–500 млн |
| Водоснабжение (опреснение) | Завод на 5 млн галлонов/сутки | Для полимерного комплекса: 10–15 млн галлонов/сутки | $200–300 млн на расширение |
| Прибрежное шоссе Макран | В эксплуатации до Карачи; адаптировано для промышленного трафика | Улучшения для грузового трафика (полимеры, химикаты) | $200–300 млн на модернизацию |
| Железнодорожное сообщение | В рассмотрении | Соединение с портом и зонами для экспорта полимеров | $2–3 млрд |
| Складские мощности | Ограничены | Хранение и погрузка полимеров | $500–800 млн |
| Экспортно-перерабатывающая зона (EPZ) | Планируется 2 292 акров (CPEC); приоритет полимерному производству | Налоговые льготы готовы; может быть фокус на ТАПИ-ориентированные проекты | — |
Текущие преимущества:
- Aramco планирует строительство нефтеперерабатывающего завода стоимостью $10 млрд с нефтехимическим комплексом на $1 млрд по производству полиэтилена и полипропилена в Гвадаре
- 3 000 акров зарезервировано для Гвадарской промышленной зоны, 1 100 участков уже распределены среди промышленных инвесторов
- Гвадар объявлен зимней столицей Белуджистана (апрель 2021), что сигнализирует о приоритетности города для правительства
- Стратегическое расположение: 533 км от Карачи, 380 км от Омана, рядом с судоходными путями Персидского залива
Таблица 8: Возможности регионального совместного предприятия в Центральной Азии
Модель партнёрства по производству полимеров Туркменистан–Казахстан–Узбекистан–Пакистан
| Страна | Текущие Нефтехимические мощности | Роль в совместном предприятии (JV) | Взаимные выгоды | История успешных инвестиций |
| Туркменистан | Киянлы: 380 тыс. т PE + 80 тыс. т PP/год (с 2018 г.) | Технологический партнёр + поставщик сырья + миноритарный инвестор (20–30 %) | Гарантированный сбыт газа ТАПИ Доступ к глубоководному порту и рынкам Азии Диверсификация экономики | $3,4 млрд в Кианлы Инициатор и главный бенефициар ТАПИ |
| Казахстан | Развитая хим.отрасль и нефтехимия (в основном удобрения и базовые химикаты) | Финансовый инвестор (15–20 %) Доступ к региональным рынкам | Выход к Аравийскому морю Новые экспортные маршруты (Ближний Восток, Африка) Технологические партнёрства | Большой опыт китайских СП Активный участник BRI |
| Узбекистан | Uz-Kor Gas Chemical ($4 млрд) Surgil ($2,5 млрд) проект по производству метанола и олефинов на $5 млрд (строится) Shurtan расширение $1,8 млрд | Оператор + техническая экспертиза + миноритарный инвестор (15–20 %) | Диверсификация экспорта Трансфер технологий Региональная интеграция Центральной Азии | Корейские СП мирового уровня Кредит АБР $125 млн + гарантии $275 млн |
| Пакистан | Очень ограниченные мощности по полимерам Импорт >1,5 млн т/год | Страна размещения Основной акционер (40–50 %) Поставщик рынка и инфраструктуры | Импортозамещение Экспортная выручка $1,5–2 млрд/год 30–50 тыс. рабочих мест | Партнёрство с Saudi Aramco Инфраструктура CPEC |
Источники:
- Киянлинский газохимический комплекс в Туркменистане стоимостью $3,4 млрд. Мощность – переработка 5 млрд м³ газа в 380 000 тонн полиэтилена и 80 000 тонн полипропилена год. Пущен в строй в 2018 году.
- В Узбекистане строится метанол-олефиновый комплекс стоимостью $5 млрд в Бухаре, а также проводится расширение Шуртанского ГХК (стоимость проекта $1,8 млрд)
- Завод Uz-Kor Gas Chemical (совместное предприятие Узбекистан–Корея) стоимостью $4 млрд, функционирует с 2016 года при финансировании АБР
Таблица 9: Предлагаемая структура совместного предприятия для полимерного комплекса в Гвадаре
| Элемент | Спецификация | Обоснование / логика |
| Общая стоимость проекта | $7 млрд | Полный цикл: газ → этилен/пропилен → PE + PP (1,6 млн т/год) + вся инфраструктура и утилиты |
| Структура акционерного капитала | Пакистан 45 % Туркменистан 25 % Узбекистан 15 % Казахстан 10 % Технологический партнёр 5 % | Пакистан — контрольный пакет Региональная кооперация Центральной Азии Технологии и ноу-хау |
| Долговое финансирование | $3,5 млрд (50 %) | АБР, Исламский банк развития, китайские банки (CDB, Exim), коммерческие синдикаты |
| Соглашение о поставке газа | 500 MMCFD фиксировано Цена $10–11/MMBtu Срок 25 лет | Долгосрочная ценовая определённость и гарантированный объём по ТАПИ |
| Технологический партнёр | LyondellBasell (США/Нидерланды) или Borouge (ОАЭ) или Sinopec (Китай) | Лицензии мирового уровня, максимальный выход продукта, доступ к глобальным рынкам сбыта |
| Соглашения о сбыте (Offtake) | 50 % экспорт (Ближний Восток, Восточная Африка, Европа через Гвадар) 50 % регион (Пакистан + Афганистан + ЦА) | Диверсификация рынков, защита от колебаний цен в одной стране |
| Управление проектом | Профессиональная управляющая компания Совет директоров: 9 мест (Пакистан — 4, остальные — 5) | Прозрачное корпоративное управление, коммерческая ориентация |
| Налоговый режим | 15-летние налоговые каникулы (Gwadar EPZ) 0 % ввозная пошлина на оборудование 100 % репатриация прибыли | Максимальные льготы, предусмотренные законодательством Пакистана для CPEC и SEZ |
| Трудовые ресурсы | 60 % граждане Пакистана 40 % специалисты из региона и мира | Передача технологий и навыков, развитие местного кадрового потенциала |
| Ожидаемая чистая прибыль | $300–400 млн/год после выхода на полную мощность (с 5–6 года) | — |
| Срок окупаемости (Payback) | 12–15 лет | При консервативных ценах на полимеры |
| NPV (читая приведенная стоимость) (20 лет, 8 %) | +$4,2–5,8 млрд | Сильно положительная даже при стресс-сценариях |
Прецеденты:
- Uz-Kor Gas Chemical (Узбекистан–Корея): успешное совместное предприятие стоимостью $4 млрд, функционирующее с 2016 года
- Нефтеперерабатывающий завод Aramco–Пакистан: планируемое совместное предприятие стоимостью $10 млрд, которое демонстрирует жизнеспособность модели
- Газопроводы Центральная Азия–Китай: проверенная модель сотрудничества
Таблица 10: Сравнительный анализ – экономика ТАП против ТАПИ (2030–2045)
| Сценарий | Объём газа для Пакистана | Объём газа для Афганистана | Годовые затраты на газ | Доходы от транзита | Общий экономический эффект | Чистая выгода по сравнению с ТАПИ |
| ТАПИ (с участием Индии) | 1 325 MMCFD | 500 MMCFD | $7,9–8,7 млрд | $700–800 млн | +$700–800 млн | Базовый сценарий |
| ТАП Сценарий 1: Равное разделение | 1 662 MMCFD (+25 %) | 663 MMCFD (+33 %) | $9,9–10,9 млрд | $0 | Дополнительные 337 MMCFD | +$600–800 млн/год |
| TAП Сценарий 2: Приоритет Пакистана | 1 825 MMCFD (+38 %) | 500 MMCFD (без изменений) | $10,9–12,0 млрд | $0 | Дополнительные 500 MMCFD | +$900 млн – 1,2 млрд/год |
| TAП Сценарий 3: Рост Афганистана | 1 525 MMCFD (+15 %) | 800 MMCFD (+60 %) | $9,1–10,0 млрд | $0 | Дополнительные 200 MMCFD | +$400–600 млн/год |
Анализ:
- Потеря транзитного дохода: -$700–800 млн ежегодно при отсутствии Индии
- Полученный объём газа: +200–500 MMCFD в зависимости от квоты Афганистана
- Переработка с добавленной стоимостью: производство полимеров приносит $650 млн+ ежегодной прибыли (при объёме поставок 500 MMCFD)
- Чистый экономический эффект: ТАП может быть не менее или даже более выгодным, чем ТАПИ, если газ использовать для производства с добавленной стоимостью
Ключевой вывод: без участия Индии Пакистан может фактически получить больше экономической выгоды за счёт:
- получения дополнительной квоты газа 200–500 MMCFD
- переработки его в полимеры ($3–5 млрд выручки против $700–800 млн транзитных сборов)
- развития Гвадара как нефтехимического центра
- создания более 20 000 прямых и косвенных рабочих мест
Таблица 11: Управление рисками – сценарии ТАП vs. ТАПИ
| Фактор риска | ТАПИ (с Индией) | ТАП (без Индии) | Стратегия минимизации рисков (рекомендуемая для ТАП) |
| Жизнеспособность проекта | Высокая (стоимость делится на 4 страны) | Ниже, но управляемая | Более короткий маршрут (–1 200 км), CAPEX на 25–30 % ниже; только 2 страны-участницы |
| Доходы от транзита | $700–800 млн/год | $0 | Компенсация за счёт дополнительного газа → полимеры/удобрения → $1–2 млрд/год прибыли |
| Безопасность в Афганистане | Тот же риск | Тот же риск | 1. Международные гарантии (Китай, Россия, США) 2. Страхование через MIGA/IsDB 3. Участие ШОС и ОИС |
| Риск спроса | Распределён на 3 крупных рынка | Концентрирован на Пакистане и Афганистане | 1. Фокус на проектах с высокой добавленной стоимостью (полимеры, удобрения, метанол) 2. Быстрый рост афганской промышленности (см. прогноз 2030–2040) |
| Финансирование | Проще (Индия + Всемирный банк + ADB) | Сложнее | 1. Китай (CDB/Exim) + Центральная Азия (Казахстан, Узбекистан, Туркменистан) 2. Исламские банки (IsDB) 3. АБР и AIIB 4. Меньший объём CAPEX |
| Геополитические риски | Высокие (напряжённость Индия–Пакистан) | Значительно ниже | Региональный проект «Центральная Азия + Пакистан + Афганистан» без индийского фактора → проще договорной процесс |
Стратегические преимущества TAP:
- Проще управление: 2 страны против 4 стран
- Короткий газопровод: 826 км (Пакистан) + 774 км (Афганистан) = 1 600 км против 1 814 км
- Ниже капитальные затраты (CAPEX): ~$6–7 млрд против $10 млрд (по оценке)
- Укрепление двусторонних связей: усиливается сотрудничество Пакистан–Афганистан
- Отсутствие политических рисков между Индией и Пакистаном: убрана основная неопределённость
Таблица 12: Обоснование для Афганистана для увеличения квоты газа (без участия Индии)
| Сектор | Потребность к 2035 г. (MMCFD) | Обоснование | Экономический эффект (к 2035–2040 гг.) |
| Производство электроэнергии | 120–150 | Электрификация с 35 % до 70 %; население >45 млн | $2–3 млрд инвестиций в энергетику |
| Производство удобрений | 100–120 | 44 % экономики — сельское хозяйство; продовольственная безопасность + экспорт | $1,5–2 млрд годового производства |
| Цемент и строительство | 25–30 | Урбанизация + восстановление инфраструктуры; рост населения 2,1 %/год | $5–8 млрд строительного бума |
| Промышленное производство | 30–40 | Импортозамещение, занятость, китайские инвестиции | $3–5 млрд промышленного выпуска |
| Добыча и тяжёлая промышленность | 20–30 | Медь (Айнак), литий, редкоземельные элементы; китайские партнёрства | $10–15 млрд потенциальных доходов |
| Нефтехимия (новое направление) | 50–70 | Совместные проекты с Пакистаном; максимальная добавленная стоимость | $1–2 млрд годовой выручки |
| СПГ/CNG и транспорт | 20–25 | Модернизация автопарка; снижение импорта дизеля | $0,5–1 млрд экономии на импорте ГСМ |
| Жилой и коммерческий сектор | 40–50 | Расширение газовых сетей в городах; рост уровня жизни | Социальное развитие + здоровье населения |
| ИТОГО обоснованная потребность | 405–515 MMCFD | Консервативная оценка при росте ВВП 4–6 % в год | $25–40 млрд трансформации экономики |
| Рекомендуемая квота Афганистана | 700–800 MMCFD | +200–300 MMCFD буфер на ускоренный рост и новые проекты | Устойчиво на 15–20 лет вперёд |
Вывод: Афганистан может обоснованно потреблять 700–800 MMCFD к 2035 году, что на 50–60% превышает его текущую квоту по ТАПИ в 500 MMCFD. Это оставляет для Пакистана 1 525–1 625 MMCFD, что всё равно больше исходной квоты в 1 325 MMCFD.
Таблица 13: Газоснабжение Пакистана (2030–2040) – при наличии газопровода ТАП
| Источник поставки | 2030 г. (MMCFD) | 2035 г. (MMCFD) | 2040 г. (MMCFD) | Стоимость поставки ($/MMBtu) | Надёжность поставок |
| Собственная добыча | 2 476 | 1 916 | 1 482 | $4–6 | Снижается (истощение месторождений) |
| Долгосрочные контракты СПГ | 1 200 | 1 200 | 1 200 | $10–13 | Средняя |
| Спотовый СПГ | 700 | 700 | 700 | $8–20 (волатильный) | Низкая |
| Газ ТАПИ/ТАП | 1 525–1 625 | 1 525– 1 625 | 1 525–1 625 | $10–11 | Высокая (трубопровод) |
| Иранский трубопровод (IP) – потенциал | 0 | 750 | 750 | $8–9,50 | Средняя (санкционные риски) |
| ОБЩИЙ ОБЪЁМ ПОСТАВОК | 5 901–6 001 | 6 091– 6 191 | **5 657–5 757 | Диверсифицированно | |
| Прогноз спроса | 4 890 | 4 925 | 4 950 | ||
| Избыток газа | +1 011… +1 111 | +1 166… +1 266 | +707…+807 | Полная энергобезопасность |
Стратегический результат: Благодаря проекту ТАП Пакистан может достичь полной энергетической безопасности с избыточными мощностями для:
- Индустриального расширения
- Глубокой переработки с добавленной стоимостью (полимеры, удобрения, химикаты)
- Создания регионального газового торгового хаба
- Экспорта переработанной продукции
Таблица 14: Итог — Почему ТАПИ может работать без участия Индии
| Критерий | Оценка | Ключевые доказательства |
| Способность Афганистана освоить больше газа | ✓ ДА | Спрос вырастет в 5–7 раз к 2040 г.; уже к 2035 г. обоснованно 700–800 MMCFD |
| У Пакистана есть сверхприбыльные направления использования | ✓ ДА | Один только полимерный комплекс — $650+ млн чистой прибыли/год; импортозамещение и экспорт |
| Экономика без транзитных сборов | ✓ ПОЛОЖИТЕЛЬНАЯ | Прибыль от переработки > транзитных сборов; лишние 300–500 MMCFD полностью компенсируют потерю $700–800 млн |
| Региональные партнёрства реалистичны | ✓ ДА | Туркменистан, Узбекистан, Казахстан имеют опыт и интерес к совместному предприятию; идеально укладывается в рамки инициатив BRI/CPEC |
| Инфраструктура готова | ✓ ДА | Гвадарская промзона + порт + CPEC; проект Aramco усиливает синергию |
| Рыночный спрос подтверждён | ✓ ДА | Пакистан импортирует полимеров на >$2 млрд/год; Азия — при среднегодовом темпе роста 4–6 % до 2035 г. |
| Финансирование доступно | ✓ ДА | Китайские банки + АБР + ИБР + акционерный капитал Центральной Азии; CAPEX на 25–30 % ниже, чем у ТАПИ |
| Геополитическое преимущество | ✓ ДА | Убирается главный источник напряжённости (Индия–Пакистан); укрепляются связи с Афганистаном и ЦА |
| Сроки реализации | ✓ ДА | ТАП: запуск 2029–2030 гг.; ТАПИ: 2032–2035 гг. → на 3–5 лет раньше доходы |
| Общая осуществимость | ОЧЕНЬ ВЫСОКАЯ | TAП экономически и политически оправдан и в ряде сценариев предпочтительнее классического TAПИ |
Нет сомнений, что ТАП может быть более прибыльным, чем ТАПИ. Создавая эти сценарии, мы вовсе не призываем Индию отказаться от участия в ТАПИ. Задача заключается лишь в том, чтобы подчеркнуть присущий проекту потенциал.
В следующей части мы углубимся в поиск новых возможностей. /// nCa, 1 декабря 2025 г. (продолжение следует…)