Институт развития технологий ТЭК (ИРТТЭК)
СМИ об Институте

Выход из тупика: к чему приведет повторение энергетического кризиса в Европе?

Выход из тупика: к чему приведет повторение энергетического кризиса в Европе?
29.07.2022

Несмотря на жару и десятидневную приостановку «Северного потока-1», закачка газа в подземные хранилища (ПХГ) в Европейском союзе (ЕС) пока что идет с опережением прошлогоднего графика: если 25 июля 2021 г. они были заполнены на 54,8%, то ровно год спустя — на 67,1%, согласно данным ассоциации Gas Infrastructure Europe. Однако это не гарантирует легкого прохождения зимнего пика спроса: даже при достижении уровня в 100% объем содержащегося в хранилищах газа (114 млрд куб. м) не превысит 30% от прошлогоднего спроса в ЕС (397 млрд куб. м, согласно данным Обзора мировой энергетики BP).

Поэтому осенью и зимой ситуация на европейском рынке будет сильно зависеть от устойчивости трубопроводных поставок из России, на долю которых в 2021 г. пришлось 38% газового импорта ЕС (132 млрд из 349 млрд куб. м), тогда как на долю сжиженного природного газа (СПГ) — 23% (79 млрд куб. м), а на долю трубопроводных поставок из Норвегии и Алжира — 23% (81 млрд куб. м) и 10% (34 млрд куб. м) соответственно (при доле всех прочих поставщиков «по трубе» в 6%).

Рынок продавца

При этом возможности для наращивания импорта СПГ ограничены торможением прироста мощностей по сжижению газа: если в 2018 г. по всему миру было введено 13 линий общей мощностью 45,6 млн т в год, а в 2019 г. — 11 линий на 26,1 млн т в год, то в 2020 г. — 8 линий на 10,9 млн т в год, согласно данным Global Energy Monitor (GEM). В 2021 г. была введена в строй третья очередь техасского проекта Corpus Christi LNG (4,5 млн т в год), четвертая очередь «Ямал СПГ» (0,95 млн т в год), а также плавучий завод СПГ PFLNG Dua малазийской Petronas (1,5 млн т в год). Тем самым глобальный прирост мощности замедлился до чуть менее чем 7 млн т СПГ в год.

В результате осенью и зимой на рынке СПГ продавцы будут диктовать цены потребителям, которым, в свою очередь, придется конкурировать между собой за возможность импортировать газ.

Эффект межрегиональной конкуренции можно было наблюдать в IV квартале 2021 г., когда Европа, на фоне дефицита газа, нарастила импорт СПГ в годовом выражении на 36% (до 33 млрд куб. м), что сделало сырье менее доступным для потребителей в Азии: Китай, Япония, Южная Корея и Индии за тот же период снизили импорт СПГ на 5% (до 76 млрд куб. м, согласно данным Refintiv). Однако «переманить» поставщиков европейским потребителям удалось только за счет высоких цен: если во втором квартале 2021 г. средняя цена газа на ключевом в Европе хабе TTF составляла $8,8 за млн британских тепловых единиц (БТЕ), а в третьем — $16,9 за млн БТЕ, то в четвертом она достигла $32,2 за млн БТЕ.

Уголь газу не конкурент

Проблема усугубляется отказом от угольной генерации: если в период с 2000 по 2009 гг. в нынешних 27 странах ЕС было выведено 13,7 гигаватт (ГВт) мощности угольных станций, то в 2010–2015 гг. — 26,3 ГВт, а в 2016–2021 гг. — 41,6 ГВт, следует из данных GEM. Для сравнения: мощность солнечных панелей в ЕС за 2016–2021 гг. выросла на 72,3 ГВт, а ветрогенераторов — на 60,3 ГВт, по оценке Международного агентства по возобновляемым источникам энергии (IRENA). Поэтому доля угля в структуре выработки в ЕС снизилась с 25% в 2015 г. до 15% в 2021 г., в то время как общая доля ветровой и солнечной энергии — выросла с 13% до 19%.

Доля газа за тот же период увеличилась с 14% до 18%, согласно подсчетам исследовательского центра Ember. Однако этот прирост определялся не столько строительством новых, сколько загрузкой уже действующих мощностей: установленная мощность газовых станций за 2016–2021 гг. выросла в ЕС лишь на 0,7 ГВт. При этом из-за отказа от угля у газа не осталось серьезной «ископаемой» альтернативы в европейской электроэнергетике: это было хорошо заметно в 2021 г., когда на фоне восстановления энергоспроса выработка из угля в абсолютном выражении выросла в ЕС на 20%, до 436 тераватт-часов (ТВт*ч), тогда как ее доля — лишь с 13% до 15%.

Сложностей добавляет и затянувшаяся пауза в строительстве атомных энергоблоков: до того, как в марте 2022 г. был подключен к сети третий энергоблок финской АЭС «Олкилуото», последний ввод в строй ядерных мощностей в Западной Европе датировался 1999 годом (второй энергоблок АЭС Сиво во Франции), а в Восточной — 2007 годом (второй энергоблок АЭС Чернаводэ в Румынии). Поэтому у ЕС нет возможностей для серьезного наращивания выработки на АЭС: объем генерации на атомных станциях в ЕС в 2021 г. (733 ТВт*ч) был на 7% ниже, чем в 2015 г. (787 ТВт*ч), а доля АЭС в структуре выработки за этот период снизилась с 27% до 26%.

Бремя не по плечу

Именно поэтому европейская электроэнергетика в постковидном 2021 г. оказалась так сильно зависима от погодных условий, определяющих работу ветрогенераторов: выработка из энергии ветра по итогам прошлого года снизилась в ЕС на 2% (до 387 ТВт*ч), при том что объем генерации из всех источников увеличился на 5%. Несмотря на стремительный рост установленной мощности, ветрогенераторы не смогли восполнить энергодефицит, образовавшийся в условиях восстановления экономики после пандемии.

Весьма вероятное повторение энергокризиса вряд ли заставит ЕС отказаться от перехода на ВИЭ, но простимулирует корректировку энергетической политики.

Во-первых, все большую популярность будет обретать строительство малых модульных реакторов, которые помогут обеспечить спрос на низкоуглеродную энергию. Пример тому — проекты американской NuScale, которая собирается построить в Румынию малую АЭС мощностью 462 МВт, и британской Rolls Royce SMR, «дочки» известного автопроизводителя, созданной в прошлом году для проектирования и строительства малых реакторов. Правда, игрокам отрасли придется решить проблему высокой капиталоемкости атомных энергоблоков: по оценке Международного энергетического агентства (МЭА), в 2020 г. удельные затраты на строительство атомных энергоблоков в ЕС — $6 600 на киловатт (кВт) мощности — были кратно более высокими в сравнении с газовыми станциями ($1000 на кВт) и наземными ветрогенераторами ($1500 на кВт).

Во-вторых, системы хранения энергии станут неотъемлемым компонентом использования ВИЭ, что уже отчасти заметно по статистике наращивания европейских инвестиций в эту отрасль (с $1 млрд в 2020 г. до $2 млрд в 2021 г. и $3 млрд в 2022 г., согласно оценке МЭА). При этом важную роль здесь могут сыграть новации, позволяющие преодолеть ключевую слабость литий-ионных накопителей — высокий риск перегрева, требующий применения охлаждающих систем. Одним из решений являются так называемые «непроточные» цинк-бромные аккумуляторы, которые используют реакцию между бромом и цинком для получения электрического тока, а для обеспечения его проводимости — гелевый раствор бромида цинка. Такие аккумуляторы в 2022 г. опробовала испанская Acciona Energia на своей солнечной электростанции мощностью 1,2 МВт.

Наконец, Европа может со временем стать площадкой для проектов по межрегиональной транспортировке электроэнергии, которые обеспечат бесперебойное снабжение «чистой» энергией в условиях отсутствия технологий долговременного хранения. Примером здесь является проект компании Sun Cable, собирающейся в 2024 г. приступить к сооружению гигантской солнечной фермы на севере Австралии общей мощностью до 20 ГВт (что почти вдвое больше действующей мощности СЭС в Африке), которая за счет подводных кабельных систем будет обеспечивать 15% потребностей Сингапура в электроэнергии.

В целом, нынешний кризис будет иметь для европейской энергетики примерно те же последствия, что и кризис «доткомов» начала 2000-х для интернет-технологий: он не остановит развитие ВИЭ, но заставит производителей возобновляемой энергии внедрять инновации, которые снимут противоречие между энергобезопасностью, экономией расходов и снижением углеродного следа. Это и позволит сделать технологии ВИЭ по-настоящему доступными — точно так же, как революция в области гаджетов и беспроводного интернета сделала доступной Всемирную сеть.

© 2018-2022 Все права защищены.