ENGВ 2019 году зависимость ЕС от импорта энергоносителей превысила 60%. Значительную долю (более 30%) в европейском импорте занимают российские газ и нефть. Призывы снизить зависимость от российских энергоносителей звучат в Европе постоянно, но если рынок нефти в силу его глобальной природы регулировать и администрировать затруднительно даже такой структуре, как Евросоюз, то попытки управлять локальным рынком природного газа предпринимаются ЕС постоянно. С этой целью принимаются, в частности, так называемые энергопакеты, направленные на либерализацию энергетических рынков. Под либерализацией подразумеваются крайне жесткие антимонопольные меры, призванные ослабить возможности вертикально интегрированных нефтегазовых компаний в части контроля над транспортными системами и распределительными сетями.
Помимо борьбы с корпорациями (преимущественно — одной российской), ЕС намерен противостоять добыче нефти и газа в Арктике. Так, например, Еврокомиссия продолжит работу по формированию и внедрению международных правовых обязательств, направленных не только на прекращение добычи углеводородного сырья в Арктике и прилегающих регионах, но и на выведение торговли такими углеводородами из международного правового поля.
К сожалению, в материалах ЕК нет точного указания на то, до какой широты распространяются «прилегающие к Арктике регионы», но в рамках параноидальной логики евробюрократии обеспечение энергобезопасности за счет отказа от российских нефти и газа вполне можно предположить, что вне закона могут оказаться нефть и газ не только российского арктического шельфа, но и материковых месторождений ЯНАО и ХМАО, которые в совокупности обеспечивают более 60% всей отечественной добычи УВС.
Если исключить политическую неопределенность из уравнения, то мы увидим, что основными вызовами, стоящими перед поставками российского газа в страны Европы, являются следующие: долгосрочная тенденция к снижению энергопотребления в ЕС, рост поставок СПГ в ЕС из Северной Америки и Азии, «новый зеленый курс» и связанное с ним развитие водородных технологий.
Предлагаю подробнее рассмотреть каждый из этих вызовов для того, чтобы понять: возможен ли в перспективе отказ от импорта странами ЕС российского газа и чем можно заместить выпадающие объемы поставок отечественных энергоносителей?
Если мы посмотрим на статистику потребления энергии крупнейшими, по данным МВФ, европейскими экономиками, то есть Германией (1‑е место в Европе, 4‑е место в мире по номинальному ВВП), Великобританией (2‑е в Европе, 5‑е в мире), Францией (3‑е в Европе, 7‑е в мире) и Италией (4‑е в Европе, 8‑е в мире), то увидим очевидный падающий тренд, особенно резко проявившийся на фоне ковидных ограничений.
Так, например, согласно статистике компании BP, первичное потребление (то есть направленное на выработку электроэнергии, тепла, топлива) в Германии в период с 2010 по 2019 гг. снижалось достаточно плавно, оставаясь в коридоре 13–13,5 эксаджоулей, но в 2020 г. оно резко сократилось до 12 ЭДж, в процентном соотношении — падение на 7,5% по сравнению с 2019 г.
Аналогичные результаты показали и остальные страны из указанных выше: Великобритания — -11%, Франция — -10,3%, Италия — -9,3%. Если же рассматривать более продолжительный промежуток, скажем, 2010–2020 гг., то результаты будут еще более впечатляющими: -11% для Германии, -22% для Великобритании, -18% для Франции, -19% для Италии.
Тенденции к снижению энергопотребления и повышению энергоэффективности, в особенности в промышленном и жилищном секторах, являются общеевропейскими. При этом страновые цели по снижению энергопотребления закреплены в директивах ЕС, которые рассматривают их как один из инструментов обеспечения устойчивого развития европейской энергосистемы и энергетической безопасности ЕС в целом.
Снижение энергопотребления стоит рассматривать в комплексе с изменениями в его структуре — как с точки зрения основных видов сырья, так и основных потребителей. Стоит отметить, что для ведущих европейских экономик характерно сокращение активно стигматизируемых энергоносителей: нефти (с меньшей интенсивностью), угля и ядерного топлива (с большей интенсивностью). Сравнивая 2020 год с 2010‑м, мы увидим, что в процентном соотношении доля указанных выше энергоносителей в общем объеме первичного потребления порой существенно изменялась.
Так, например, в Германия доля нефти за этот промежуток уменьшилась с 36% до 35%, угля — с 24% до 15%, АЭС — с 10% до 5%. В Соединенном Королевстве доля нефти в процентном выражении не изменилась и составляет 35%, доля угля сократилась с 15% до 3%, вклад АЭС при этом также остался практически без изменений, сократившись с 6,7% до 6,5%. Схожую динамику можно наблюдать во Франции, где доля нефти за десять лет сократилась с 33% до 31%, а угля — с 5% до 2%, при этом сокращение атомной энергетики в сравнении, например, с Германией, идет гораздо медленнее — с 38% в 2010‑м до 36% в 2020‑м. В Италии, напротив, за период с 2010 по 2020 гг. значительно сократились доли как нефти — с 42,5% до 36%, так и угля — с 8% до 3,5%.
Таким образом, сокращение энергопотребления связано прежде всего с отказом от использования угля (несмотря на отдельные всплески спроса) и неопределенным статусом атомной энергетики — насколько она вписывается в концепцию устойчивого развития и движения к постуглеродному миру. Следует отметить, что прирост мощностей возобновляемой энергетики не в полной мере отвечает заявленным целям достижения ЕС углеродной нейтральности к 2050 году, за исключением разве что Германии, где доля ВИЭ в общем энергетическом балансе за 2010–2020 гг. увеличилась втрое: до 18%, или 2,21 ЭДж, что сопоставимо с общим вкладом угольной генерации, АЭС и ГЭС (порядка 21%, или 2,5 ЭДж). Сравните это, например, с первичным потреблением ВИЭ в Великобритании, Франции или Италии: 1,2 ЭДж, 0,68 ЭДж и 0,67 ЭДж соответственно (при сопоставимых процентных соотношениях).
Помимо классической триады, включающей в себя гидро-, ветро- и солнечную энергетику, природному газу приходится конкурировать на европейском рынке и с различными видами биотоплива, широко представленными, например, в Балтийском регионе и странах Скандинавии, где они обеспечивают более четверти всей потребности в энергии. В Финляндии и Швеции — около 33% от общего потребления, в Дании — около 24%.
К слову, энергетические стратегии, принятые странами Балтийского региона, предполагают форсированный отказ от природного газа в пользу ВИЭ и биотоплива (в частности, древесины) в промежутке между 2020 и 2030 годом. Так, например, в Дании объемы потребления природного газа для теплогенерации должны снижаться на 3–4% ежегодно, для электрогенерации — на 7%. При этом в соответствии с энергостратегиями Дании, Литвы и Латвии прогнозируется рост потребления различных видов газомоторного топлива (СПГ, КПГ, синтез-газ) автомобильным (преимущественно, коммерческим) и морским транспортом.
В этих условиях природный газ остается единственным реальным переходным топливом, несмотря на перипетии, связанные с получением и сохранением данного статуса. Особняком среди стран, делающих на него ставку, стоит Германия, где за последние 10 лет потребление газа выросло не только в условных цифрах, но и абсолютных — до 3,12 ЭДж, или 26% соответственно. Германия вообще является крупнейшим импортером газа в Европе: до 90% потребности страны в природном газе обеспечивает импорт. Ключевыми странами-партнерами для Германии остаются Россия и Норвегия — газ, поставляемый этими странами, практически полностью закрывает потребности страны в данном виде сырья.
Развитие технологий СПГ и следующий за этим рост предложения на спотовом рынке привел к тому, что России приходится конкурировать в Европе не только с Норвегией, но и с США, Катаром и Австралией — «большой тройкой» глобального рынка СПГ. Стоит сказать, что, вопреки расхожим представлениям, стоимость трубопроводного газа для европейских потребителей оказывается выше российского же СПГ, который торгуется со значительным (до двух раз) дисконтом к цене СПГ из Северной Америки.
Потенциально водород станет главнейшим конкурентом природного газа в качестве общеевропейского энергоносителя. Масштаб изменений, задаваемый водородными стратегиями и дорожными картами, которые уже представили более десятка стран, позволяет согласиться с теми экспертами, что говорят не о «водородной энергетике будущего», а о «водородной экономике».
На сегодняшний день трудно однозначно говорить о перспективах природного газа в рамках этой складывающейся экономики: с одной стороны, технически и технологически процесс получения водорода из природного газа путем паровой конверсии хорошо изучен и широко применяется в промышленности, с другой, конечной целью всех европейских водородных стратегий является переход на так называемый «зеленый» водород, то есть водород, полученный путем электролиза воды при помощи электроэнергии, выработанной на ВИЭ-электростанциях.
В результате паровой конверсии метана образуется не только водород, но и угарный газ, который впоследствии также проходит процедуру конверсии или риформинга, превращаясь в углекислый, который и является камнем преткновения в современных реалиях энергоперехода. Достаточно сказать, что с помощью данного метода получают три четверти товарного водорода в мире. Согласно принятой классификации, такой водород маркируется как «серый» — и ни одна из существующих стратегий не предполагает его использование в долгосрочной перспективе.
При этом мощностей для выработки водорода иными способами (при помощи электроэнергии, выработанной на АЭС («желтый» или «розовый» водород) или посредством ВИЭ («зеленый» водород)) на сегодняшний день недостаточно. Суммарная установленная мощность электролизеров в Европе к 2030 году должна составить 40 ГВт, что потребует ввести в строй порядка 100 ГВт генерирующих мощностей на основе ВИЭ. При комплексировании метода паровой конверсии с технологиями улавливания, утилизации и хранения углекислого газа (CCUS) можно получать так называемый «голубой» водород, который многими экспертами воспринимается как переходный этап на пути к «зеленому» водороду.
Действительно, стоимость производства 1 кг «серого» водорода составляет в районе $1–1,5, «голубого» — от $1,5 до $2, что значительно ниже целевого «зеленого» варианта, стоимость производства которого колеблется в широком диапазоне от $3 до $11 за 1 кг водорода. Неоднородность цен связана не только с технологиями, но и с себестоимостью добычи углеводородного сырья для последующей выработки водорода в разных регионах мира: от $0,9 за кг «серого» водорода в странах Ближнего Востока до $3 в странах ЕС.
Поскольку признание «розового» водорода в качестве валидного сырья на европейском рынке пока еще не является свершившимся фактом, а мощностей для производства собственного «зеленого» водорода недостаточно, природный газ, скорее всего, сохранит свое значение в качестве сырья для получения «голубого» (а в отдельных случаях, можно полагать, и «серого») водорода.
Кроме того, степень безопасности поставок российского газа значительно выше в сравнении с поставками электроэнергии посредством перспективных энергомостов типа «Магриб — ЕС». Безусловно, уникальные условия пустыни Сахара по средней продолжительности солнечного сияния, мощности инсоляции и скорости ветра делают ее прекрасным источником возобновляемой энергии для производства «зеленого» водорода, но реализация таких проектов сопряжена с целым рядом трудностей, прежде всего политических (контроль над регионом) и инфраструктурных (необходимость создавать линии передачи электроэнергии, трубопроводы, терминалы сжижения водорода для морской транспортировки и регазификационные терминалы для подачи водорода в газотранспортную систему ЕС). Несмотря на это, целый ряд европейских экспертов рассматривает подобные энергомосты в качестве единственной возможности снизить зависимость европейского рынка от поставок российского газа.
Энергобезопасность как отдельной страны, так и целого региона — это, образно выражаясь, дорога с двусторонним движением, предполагающая как безопасность поставок, так и безопасность спроса. Свою часть этой задачи наша страна решает вне зависимости от политической конъюнктуры ЕС, но вот что касается безопасности спроса, здесь все уже не так однозначно.
Безусловно, политический отказ от импорта российского газа странами Европы вполне возможен: об этом прямо говорится, например, в упоминавшейся в начале данной статьи обновленной Арктической стратегии ЕС, но вопрос единогласного принятия и следования такой политике каждой из стран — членов Евросоюза остается, на мой взгляд, дискуссионным.
Развитие отечественных СПГ-проектов может привести к тому, что отказ от российского газа будет лишь ширмой, когда конечный потребитель будет получать газ с регазификационного терминала от, скажем, французской Total Energies, но приобретенный ею до этого у российского «НОВАТЭКа». Не стоит забывать и о том, что, в отличие от Европы, в странах АТР наблюдается устойчивый рост как энергопотребления в целом, так и природного газа как более экологичной альтернативы углю. Кроме того, сам СПГ на азиатских рынках торгуется с премией к европейским ценам, что, разумеется, повышает привлекательность.
В реалиях сегодняшнего дня отказ поставщиков от получения дополнительной прибыли ради обеспечения энергетической безопасности ЕС выглядит маловероятным, поскольку ни один из крупных политических игроков не обладает достаточным административным и внешнеполитическим ресурсом для перевода глобальной СПГ-отрасли в режим экстренной помощи ЕС поставками газа при отказе от импорта из России.
Использование природного газа в качестве сырья для производства водорода также является возможностью для нашей страны сохранить свои позиции на европейском рынке, особенно в условиях, когда широкомасштабное внедрение технологий производства «зеленого» водорода сталкивается не только с нехваткой мощностей электролиза, но и с несколькими дискуссионными вопросами, касающимися вариантов подземного хранения водорода и использования существующей газотранспортной системы для доставки товарного водорода к потребителям.
Автор: Антон Соколов, независимый эксперт в сфере ТЭК
