Цены на газ не только отыграли все потери 2020 года, но и уверенно ринулись на штурм новых высот. Начав в январе с 250 долларов, к августу расчетная цена ближайшего фьючерса на газ по индексу TTF (газовый хаб в Нидерландах) уже превышала 500 долларов за тысячу кубометров, к середине сентября приблизилась к 1000, а в середине октября в моменте штурмовала отметку 2000 долларов. К концу октября ситуация на газовом рынке несколько стабилизовалась (на 28 октября — чуть меньше 900 долларов за тысячу кубов, см. график 1). Но и это очень много. Биржевые цены на газ примерно в пять раз выше тех, которые обычно бывали в этом сезоне в последние годы.

Платить такие деньги оказалось не под силу даже зажиточным развитым странам. Не говоря уже о малых небогатых государствах вроде Молдавии, которые еще год назад лихо требовали отказа от долгосрочных контрактов и перехода на расчеты по биржевым ценам, подсчитывая «экономию», а сейчас вводят режим чрезвычайного положения.

Для оперативного спасения ситуации в ряде стран решились на немыслимое в мире «зеленой» повестки «святотатство» — перезапуск ранее остановленных и угольных электростанций. А в Китае дело ценами не ограничилось: в большинстве провинций страны были веерные отключения электроснабжения.

Фактически мы имеем дело с первым масштабным энергокризисом постпандемийной реальности, приправленной плохо осмысленным хайпом вокруг безуглеродной энергетики. Именно поэтому выявление и разбор уроков первого кризиса эпохи энергоперехода чрезвычайно важны.

Конъюнктурные неприятности

На самом деле у нового «газмагеддона» есть вполне объективные причины. В прошлом году спрос на газ резко обвалился из-за теплой зимы и проведенных в ряде стран карантинных мероприятий, снизивших потребность в электроэнергии.

Сейчас ситуация обратная. Лето выдалось жарким — и вырос спрос на электроэнергию для кондиционирования. А мировая экономика стала постепенно восстанавливаться после ковидного спада. Например, «мастерская мира», Китай, за первое полугодие 2021 года увеличила объем производства на 16%. Объем электрогенерации при этом вырос на 13%. Это при том, что и кризисный 2020 год китайская экономика прошла по довольно мягкому варианту. Тот же объем электрогенерации в этой стране по итогам 2020 года даже превысил на 4% уровень докризисного 2019-го. Сложим это с проводимой Пекином политикой замещения угольной генерации — и получаем дополнительный, причем колоссальный, прирост спроса на газ.

Возобновляемые источники энергии (ВИЭ, чаще всего сейчас под этим понимают энергию солнца и ветра) возложенных на них ожиданий не оправдали. Скажем, в том же Китае по итогам 2020 года на такую немодную тепловую генерацию приходилось 57% наличных мощностей — и 68% фактической выработки электроэнергии. Для «ветряков» эти пропорции в Китае составили 13 и 6%, для солнечной генерации — 12 и 3% соответственно.

Вживую унизительное бессилие ВИЭ в этом году можно было наблюдать в репортажах из Техаса. Гигантские поля пропеллеров застыли от обледенения, солнечные панели засыпало снегом.

Потом ВИЭ так же «подложили свинью» энергетике Европы. В июле‒сентябре этого года в Северном море стоял практически полный штиль — и ветряки застыли в мертвом бездействии, безмолвным памятником «зеленому» безумию. Небо тоже затянуло облаками (как сообщила метеослужба Германии, количество солнечных дней там в 2021 году было на 4% ниже среднегодового показателя за предыдущие 20 лет).

Ситуация совершенно предсказуемая. Не нужно быть профессиональным энергетиком, чтобы понять: энергия солнца и ветра — явления чрезвычайно метеозависимые. И для формирования устойчивой энергосистемы они нуждаются в балансировании со стороны более надежных источников энергии.

«Причина кризиса — нехватка электроэнергии и электрических мощностей на газовом топливе, что является следствием несбалансированного роста мощностей ВИЭ и отсутствием необходимых “горячих” резервов, — говорит эксперт Аналитического центра при правительстве РФ Евгений Гашо. — Ситуация немного напоминает развитие энергетического кризиса в Техасе в феврале этого года, когда сочетание ряда факторов привело к тому, что обвалилась вся энергосистема. И в Европе, и в Азии все факторы риска налицо, только в каждой стране они складываются в свою неповторимую мозаику. Не очень хочу снова быть в роли Кассандры, но специалисты не уставали предупреждать “эффективных менеджеров” об этих рисках. Увы, они не сильно учитывались, и в нашей ситуации имело место стимулирование крупных ВИЭ-проектов. А они по большей части создаются там, где и так есть избыток мощностей».

Старший научный сотрудник Финансового университета, эксперт Фонда национальной энергетической безопасности (ФНЭБ) Станислав Митрахович отмечает: «Главная причина роста цен на газ — провалы в европейском регулировании. Это ставка на краткосрочные контракты любой ценой, диверсификация поставок газа любой ценой и еще ставка на ускоренный энергопереход без учета существующих объективных технологических и экономических ограничений. Цены обязательно упадут, пузырь сдуется, но на перспективу следующего года я бы ожидал все же достаточно высоких цен в сравнении с предыдущими годами, выше 300 долларов».

«Для роста цен природного газа в мире сформировался целый ряд условий, — говорит консультант VYGON Consulting Иван Тимонин. — В первую очередь следует отметить существенное увеличение спроса, что обусловлено прежде всего нетипично холодной зимой 2020‒2021 годов, высокими летними температурами, а также ростом потребления со стороны промышленности на фоне восстановления экономической активности. Кроме того, в межтопливной конкуренции в генерации на европейском рынке, даже несмотря на существенный рост цен, природный газ также выигрывал у угля вплоть до конца июля текущего года. В результате в соответствии с текущими ожиданиями по итогам 2021 года мировое потребление газа вырастет относительно уровня 2020 года примерно на 140 миллиардов кубометров, до 4063 миллиарда. При этом 56 миллиардов кубометров дополнительного спроса придется на азиатские страны, в первую очередь на Китай, где продолжается активная реализация политики по переключению с угля на газ, Европа же, где значимым фактором также стали перебои в ВИЭ-генерации, обеспечит прирост в 23 миллиарда кубометров».

Биржевая бомба

Формально Европа вступила в отопительный сезон 2021/22 годов с рекордным дефицитом в подземных хранилищах газа (ПХГ). По данным Gas Infrastructure Europe, на 24 октября ПХГ были заполнены на 77,16% против 94,5% на ту же дату прошлого года. Но прошлый год в Европе, как мы помним, отметился антирекордом по объемам потребления газа, а мощности ПХГ на континенте увеличивались. Если же смотреть запасы в физическом выражении и в сравнении с показателями за более длительный временной период, то никакой аномалии мы не увидим. Запасы газа в ПХГ Европы окажутся на уровне 2015‒2016 годов и даже в полтора раза выше показателей 2010‒2014 годов. Тогда никакого кризиса на газовом рынке Европы никто не заметил.

Прирост спроса на газ в Европе по итогам этого года ожидается в размере 30 млрд кубометров (всего в мире — 150 млрд). Исходя из оценок британской нефтяной компании ВР, это порядка 540 млрд кубометров (включая Турцию). Но это прирост к 2020 году. Если же смотреть динамику спроса за более длительный период, хотя бы с учетом докризисного 2019 года, никакой особой аномалии нет. В 2010 году объем спроса достигал 568 млрд кубометров — и инфраструктура с этим справлялась, никакого кризиса никто не заметил.

Фактически сложившаяся ситуация на рынке газа стала результатом построения в ЕС архитектуры рынка газа на основе биржевой торговли и производных финансовых инструментов по модели нефтяного рынка со всеми его издержками.

Биржевые котировки на газ реагируют с гигантским шагом на любые новости. Показательный пример: стоило «Газпрому» отказаться от бронирования дополнительных мощностей украинской ГТС, как цены взлетели на 30%. Владимир Путин призвал «Газпром» повысить объемы газа в европейских хранилищах — и в считаные часы биржевая цена «потеряла» 4%. Спекулянты чрезвычайно пугливы. А на выходе — мир чистого хаоса.

«Фундаментально причина кроется в либерализации рынка газа в Европе, — говорит заведующий лабораторией прогнозирования ТЭК Института народнохозяйственного прогнозирования РАН Валерий Семикашев. — Европейцы — Еврокомиссия и национальные правительства — полагали, что поставщиков газа много, а Европа — крупнейший рынок. Поэтому стимулировали создание ситуации, когда терминалов СПГ и газопроводов в ЕС больше, чем потребности ЕС в газе. В такой ситуации формируются более низкие цены, кто-то из поставщиков жертвует рентабельностью, а ЕС получает газ дешевле. Однако вдолгую это означает, что у поставщиков нет стимулов иметь резервы мощностей по добыче и поставке в Европу. Поэтому способность поставщиков реагировать на резко возросший спрос ограничены. В теории можно купить больше СПГ. Надо выиграть конкуренцию у других потребителей СПГ, что в ситуации отсутствия свободных мощностей СПГ приводит к росту цен». 

Оказалось, что поставщики газа не испытывают пиетета к ЕС, но, будучи коммерческими структурами, сами заинтересованы в максимизации своей прибыли. И просто пошли туда, где больше платят. Раньше сильной позицией европейского потребителя в переговорах об условиях поставки газа была надежность и стабильность — пусть при несколько меньших ценах по долгосрочному контракту, но поставщик получал длительные гарантии сбыта, мог уверенно планировать свои финансовые результаты и инвестиции. Переход на спотовую схему этот мотив полностью убивает.

«Высокая спотовая составляющая в торговле газом ЕС — около 80 процентов — создавалась местными регуляторами с расчетом на ситуацию, когда рынок газа является рынком покупателя, как это было, например, в 2019 и 2020 годах. В условиях дефицита сырья очевидно, что долгосрочные контракты из-за существенного временного лага выглядят привлекательнее. В августе, к примеру, “Газпром” экспортировал газ по цене ниже 300 долларов за тысячу кубометров, тогда как спотовый рынок предлагал 650 долларов», — говорит старший консультант VYGON Consulting Екатерина Колбикова.

Более того, при схеме поставок по долгосрочным контрактам в ситуации аналогичного нынешнему ажиотажного роста цен тот же «Газпром» был бы заинтересован выбросить дополнительные объемы газа на рынок — только так он мог получить дополнительную прибыль, на которую не мог бы рассчитывать от стабильных «долгосрочных» цен. Сейчас (под давлением самих же еврорегуляторов!) 80% поставок «Газпрома» уже привязано к ценам на хабах. То есть у компании просто нет мотива реагировать на ажиотажный рост цен, как бы ни нервничали от этого в Брюсселе. Свои «бонусы» от высоких цен он и так получит при такой модели ценообразования, просто выполняя свои контрактные обязательства.

И американские «молекулы свободы» на помощь не придут.

«Во-первых, американский СПГ имеет себестоимость от 400 долларов за тысячу кубометров Он неконкурентоспособен на европейском рынке, — поясняет Валерий Семикашев. — Во-вторых, в ситуации нехватки газа на рынке за него конкурируют и другие покупатели. Сильно растет потребление и в самих США — там происходит переход от угля на газ в электроэнергетике. Сроки реагирования на конъюнктуру, то есть перенаправление поставок газа или других энергоресурсов на незапланированные рынки, занимает от трех‒пяти недель. Соответственно, эффект на физический баланс рынка газа из-за арбитража по разнице цен возникнет через месяц-два». 

Верую, ибо абсурдно

Еще одним слагаемым кризиса, как мы уже отмечали выше, стало безоглядное наращивание в Европе генерации на ВИЭ.

На это направление энергетики возлагаются особые надежды в рамках так называемого четвертого энергоперехода (первый был с дров на уголь с появлением паровых машин, второй — на нефть, третий — на газ). Так, консалтинговая компания Wood Mackenzie в своем прогнозе еще от июля 2021 года ожидала, что совокупные мировые мощности возобновляемой генерации (не включая сюда старую добрую гидроэнергию) к 2030 году достигнут 3294 ГВт, а к 2035 году превзойдут совокупные мировые мощности традиционной тепловой генерации.

Премьер-министр Великобритании Борис Джонсон пообещал, что его страна перейдет на производство электроэнергии исключительно из возобновляемых источников к 2035 году.

А ЕС еще в декабре 2019 года провозгласил «Зеленый курс», цель которого — достижение климатической нейтральности к 2050 году, а на 2030 год предусматривается сокращение выбросов CO₂ на 55% к уровню 1990 года, повышение доли ВИЭ в энергобалансе до 38‒40% (в электроэнергии — до 65%). При этом ЕС предполагает сократить потребление угля на 70%, а нефти и газа — на 30 и 25% по сравнению с 2015 годом, когда было подписано знамение Парижское соглашение по климату.

Насколько обоснованны столь амбициозные цели? Не приведет ли их реализация к нежелательным последствиям?

Как следует из опубликованных 21 октября данных германского Федерального статистического ведомства, в первом полугодии 2021 года ветроэнергетические установки в Германии были загружены лишь на 20,9% (причем в июне, когда над Северным морем стал устанавливаться штиль, — всего на 9,7%). Мощности солнечной генерации в том же первом полугодии 2021 года Германии удалось использовать лишь на 10,5%. С таким невысоким уровнем коэффициента использования установленной мощности агрессивное наращивание мощностей ВИЭ просто разорительно.

При этом строительство объектов солнечной и ветрогенерации совсем не дешевое удовольствие. Только прямые издержки (CAPEX) на сооружение таких мощностей, как следует из зарубежного опыта, обходится в 2,1‒2,3 тыс. долл./кВт для ветрогенерации и 2,3‒2,7 тыс. долл./кВт — для солнечной генерации. Для сравнения: объекты газовой генерации обходятся в среднем в мире в 1‒1,1 тыс. долл./кВт при куда более высоких показателях использования мощностей.

Альтернативным направлением развития ВИЭ может быть строительство новых гидравлических (ГЭС) и приливных (ПЭС) станций. Таковые себя достаточно хорошо зарекомендовали, и их развитие продолжается как в России, так и за ее пределами. Но фанаты ВИЭ обычно игнорируют гидроэнергетику.

Можно вспомнить такие направления, как геотермальная и петротермальная энергетика, то есть использование тепловой энергии Земли. В мировой практике есть пример Исландии, которая широко использует геотермальную энергию для отопления (до 90% домохозяйств страны). В России есть такие примеры, как Мутновская ГеоЭС на Камчатке (50 МВт), и еще несколько небольших ГеоЭС на Камчатке и на Курильских островах. В целом в мире совокупные мощности геотермальной энергии превышают 13 ГВт.

Петротермальная энергия — одна из разновидностей энергии геотермальной. В отличие от более известной гидротермальной энергии сухого пара и термальных источников носитель петротермальной — разогретые кристаллические породы, то есть сухие горячие камни. Петротермальная энергетика основана на использовании разницы температур грунта на поверхности Земли и в глубине. Для добычи этой энергии необходимы две скважины, в одну из которых закачивается вода. Нагреваясь, она попадает во вторую скважину и выходит в виде пара.

В свое время выдающийся отечественный экономист-энергетик Александр Некрасов видел большое будущее за петротермальной энергией: «Одним из перспективных направлений использования нетрадиционных источников энергии является извлечение ее из петрогеотермальных ресурсов твердых горячих пород земных недр. В России на глубине 4‒6 км такие массивы с температурой 100‒150 °С распространены почти повсеместно, а с температурой 180‒200 °С — на довольно значительной части страны. Этого достаточно для отопления. Производство же электроэнергии на базе глубинного тепла Земли возможно при температуре не менее 250 °С при извлечении его с глубины примерно 10 км, а в зонах аномально высоких температур и с меньших глубин. Производительность одной циркуляционной системы из двух скважин достаточна для подачи пара турбинам ПетроЭС в объеме 83,3 Гкал/ч при средней температуре 250 °С. Суммарная рабочая мощность ПетроЭС может достигать 25 МВт».

При этом получается энергия с низкой себестоимостью выработки (порядка одного цента на киловатт-час — но это без учета капитальных затрат на устройство циркуляционной системы). Однако все упирается именно в капитальные затраты на сооружение подобной системы.

Как отмечает Валерий Семикашев, «сейчас перспектив широкого промышленного применения геотермальной и петротермальной энергии нет. Что используется, то будет использоваться. И то не факт, что многие такие станции выдержат конкуренцию при капремонте или модернизации оборудования. Теплоснабжение в удаленных районах — возможно, но не промышленное применение».

К тому же практика показала, что при достаточно большой мощности геотермальных циркуляционных систем они могут провоцировать землетрясения. Следовательно, необходимы дополнительные исследования в этом направлении.

Но кому нужны скучные цифры, когда есть вера?

«Вера в безграничные возможности возобновляемой энергетики пока не подкреплена надежными технологиями, — заявил на XIV Евразийском экономическом форуме в Вероне на прошлой неделе глава “Роснефти Игорь Сечин. — Даже в долгосрочной перспективе возобновляемая энергетика не сможет полностью заменить традиционные энергоресурсы. Энергетический переход должен быть основан не на требованиях климатических активистов, а на реальных экономических закономерностях, обеспечивать доход на инвестиции и долгосрочный рост стоимости при одновременном удовлетворении спроса на энергоресурсы и сокращении выбросов. Энергетический переход не должен быть самоцелью, его первоочередная задача — обеспечить надежность поставок энергии».

Атомный ренессанс

Между тем энергия нужна. ВИЭ с возложенной на них миссией очевидно не справляются. Ископаемое топливо пало жертвой спекулянтов. И на этом фоне в Европе снова возлюбили атомную энергетику.

«Уже сейчас видно, как ряд стран пытаются организовать очередной “атомный ренессанс”, взять хотя бы Францию, — говорит Станислав Митрахович. — Когда некоторые европейские страны решили отказаться от атома, они сами создали себе огромную проблему. Возобновляемые источники недостаточно надежные, а промышленные батареи, “зеленый” водород еще неизвестно когда будут. Для России с ее мощным “Росатомом”, имеющим обширные планы внешней экспансии, это выгодно, как выгодно будет и в рамках переговоров с ЕС по СВАМ — засчитать или нет атомную энергию России как низкоуглеродную».

Напомним, что атомная энергетика в последние годы получила развитие в России, в отдельных странах Азии. Так, мощность атомной генерации в России за последние десять лет выросла с 24 до 31 ГВт и в перспективе, как ожидается, продолжит расти (примерно до 40 ГВт к 2030 году). В Китае мощность атомной генерации выросла с 2 ГВт в начале 2000-х до 49 ГВт сейчас (и страна планирует выйти на отметку 238 ГВт атомной генерации к 2030‒2035 годам). Новые реакторы строятся в Индии, Южной Корее, Турции.

А вот в странах условного «Запада» атом был не в фаворе, особенно после аварии на японской АЭС «Фукусима» в марте 2011 года. Тогда, напомним, ряд стран в принципе поставили цель в перспективе уйти от атомной энергии. И даже преуспели в этом: в Японии мощность атомной генерации сократилась с 44 ГВт в 2010 году до 6 ГВт сейчас, в Германии за тот же период мощь «мирного атома» снизилась с 21 до 9 ГВт (а к 2023 году планировалось остановить последние реакторы).

И вот министр инфраструктуры председательствующей в Совете стран ЕС Словении Ерней Вртовец заявил: «К сожалению, возобновляемой энергии будет недостаточно, поэтому тут нужны новые технологии, особенно технологии в области атомной энергии».

Премьер-министры, министры энергетики и экономики Франции, Болгарии, Венгрии, Польши, Румынии, Словакии, Словении, Финляндии, Хорватии и Чехии выступили с совместным заявлением о важности развития атомной энергетики. Они считают необходимым признать атомную энергетику «зеленой» до конца года — это может помочь справиться с кризисной ситуацией на рынке энергетики Европы.

Шансы, в принципе, есть. Глава Еврокомиссии Урсула фон дер Ляйен также отметила, что ЕС необходимо продолжать использовать АЭС как стабильные источники энергии.

Другой вопрос, насколько они смогут воспользоваться атомным шансом с точки зрения чисто технологических компетенций. Зависеть от «тоталитарного» «Росатома» они не хотят, что отразилось уже в ряде скандалов с атомными проектами в Европе (Белене, Дукованы и т. д.). Англичане никогда толком не умели строить АЭС (в срок и в смету). Приключения американской Westinghouse (поглощена японской Toshiba в 2006 году, банкротство в 2017-м) и французской Оrano (бывшая Areva — преобразована в 2018 году, также ради спасения от банкротства) в последние два десятилетия тоже напоминают черную комедию. Например, запуск французской АЭС «Фламанвиль-3» на 1,6 ГВт передвинут на десять лет (на 2022 год), а смета выросла почти на 270%.

Наши возможности

Что все это может дать России?

Очевидный ответ: позволит подзаработать на экспорте энергоносителей. Как сообщает рейтинговое агентство Fitch, дополнительные доходы России от экспорта газа и нефти по итогам 2021 года за счет роста цен могут составить 40 млрд долларов по сравнению с теми, что ожидались в начале года. Для сравнения: в 2018 году Россия экспортировала газа на 49 млрд долларов, в 2019-м — на 42 млрд, а в кризисном 2020 году — на 25 млрд долларов.

По оценкам Института энергетики и финансов, сделанным на основе данных ФТС, стоимость российского трубопроводного экспорта вырастет в этом году на 39-42 млрд долларов и приблизится к рекордным показателям 2013 года (67 млрд долларов). Учитывая, что трубопроводный экспорт газа облагается 30-процентной пошлиной, заработает на этом и государство.

Стоимость экспорта СПГ также увеличится и составит 15‒16 млрд долларов.

Это, в теории, должно стимулировать рост инвестиций в СПГ-проекты?

«К СПГ-проектам интерес есть, и в Северной Америке, и в других регионах мира планируются к запуску новые производящие и экспортирующие мощности, — соглашается Станислав Митрахович. — Угрозы ускоренного энергоперехода, которыми ЕС пытается пугать поставщиков, в меньшей степени коснутся СПГ, чем трубопроводного газа».

«Текущий и следующий годы наиболее благоприятны для инвестиций в новые проекты СПГ из-за возросшего интереса покупателей к долгосрочным контрактам, чтобы снизить волатильность от высоких спотовых цен. В этом году финальные инвестрешения приняли 45 миллионов тонн мощностей СПГ, а в 2022 году ожидается начало строительства ряда проектов в США. Более того, в этом году реализовался отложенный спрос на подписание соглашений о поставке после кризисного 2020 года, суммарно законтрактовано уже 55 миллионов тонн против 25 миллионов в 2020 году», — говорит Екатерина Колбикова.

Заработают и поставщики иных видов топлива. Как отмечает Екатерина Колбикова, «на данный момент цена переключения с угля на газ более чем в два раза ниже спотовых котировок газа, несмотря на то что с начала года уголь и плата за CO2 также показывали существенный рост. В 2022 году, вероятно, можно будет наблюдать рост загрузки угольных станций, особенно в Германии, однако ее уровень вряд ли существенно превысит показатели 2018 года. Если высокие цены на газ будут держаться долго, это в большей степени простимулирует новую волну инвестиций в ВИЭ и более амбициозные цели по энергопереходу. В сентябре коммерческие запасы нефти впервые снизились до минимального уровня середины 2018 года. Из-за последствий урагана Ида и ограниченного роста добычи ОПЕК+ высоки шансы, что запасы удержатся на этом минимуме до середины следующего года, что может спровоцировать скачки нефтяных цен в течение 2022 года».

По сообщению агентства Bloomberg, уже в сентябре этого года стоимость угля с поставкой в 2022 году поднялась до максимума с 2008 года, так как рост цен на газ повысил спрос на другие, более доступные источники энергии.

В крупнейшей российской угольной компании СУЭК, в свою очередь, пояснили: «Реформирование европейского газового рынка по спотовой модели и форсированный энергопереход вызвал серьезный энергетический кризис в мире. Цены на энергетический уголь уже достигли наивысших за последние два десятилетия значений — до 270‒300 долларов за тонну. Мы видим рост спроса на уголь как в Европе, так и на азиатских рынках, в частности в Китае. Только за сентябрь КНР нарастила импорт угля на 76 процентов по сравнению с прошлым годом. Очевидно, что как минимум на горизонте пятнадцати-двадцати лет устойчивый спрос на уголь будет сохраняться».

Конечно, цены на газ на таком высоком уровне, как в октябре 2011 года, долго сохраняться не будут — они просто убьют спрос. Агентство Bloomberg со ссылкой на неких неназванных «чиновников, отвечающих за энергетическую политику России» указывает на желательный уровень цен в долгосрочной перспективе в 300‒400 долларов за тысячу кубометров.

«Себестоимость газа с поставкой в Европе — от 200‒300 долларов за тысячу кубометров. Американский СПГ — от 400 долларов. Нормальный уровень цен — в диапазоне 250‒400 долларов. С учетом постковидной инфляции можно говорить еще о 20-процентном росте всех этих значений в среднесрочной перспективе, — говорит Валерий Семикашев. — Насколько выше будет от этого уровня — зависит от сочетания фундаментальных и конъюнктурных факторов. К первым относится соотношение спроса и предложения на рынке в среднесрочной перспективе, с учетом всех решений в рамках “зеленой” повестки. Вторые — от погоды, до политических или ситуационных событий. Долго ниже названного уровня цены тоже не могут держаться. Поставщики переориентируются на другие рынки. Например, поставки “Газпрома” в Европу по ценам ниже 150‒200 были убыточны для российской компании. При этом поставщики природного газа в Европу в 2020 году не просили поднять цены и войти в положение, как это сейчас происходит со стороны потребителей».

Может ли кризис ослабить бешеное давление еврочиновников на «Газпром» в части того же «Северного потока — 2» и иных его проектов? Теоретически может, но однозначной уверенности у экспертного сообщества нет.

«Главным критерием смены или несмены отношения к “Газпрому” будет ситуация с “Северным потоком — 2” и с возможным антимонопольным расследованием. Пока риски этого расследования не очень велики — ведь иначе придется в сложный для покупателей период ссориться с одним из главных поставщиков», — указывает Станислав Митрахович.

«Если зима будет достаточно холодной, не исключено, что Еврокомиссия предоставит “Северному потоку — 2” исключение из правил Третьего энергопакета, а в ближайшие несколько лет потребители будут более охотно контрактоваться. Однако все участники рынка понимают, что долгосрочно такая ситуация не сохранится, поэтому ждать кардинальных перемен не стоит», — уточняет Екатерина Колбикова.

«Урок усвоен не будет, безусловно, — полагает Валерий Семикашев. — Для этого необходимо как минимум несколько таких кризисов или длительный, на два-три года, период высоких и сверхвысоких цен. Третий энергопакет, конечно, переживет эту зиму. Но в рамках текущей ситуации можно рассчитывать на получение исключений для “Северного потока — 1” и “Северного потока — 2” из-за потенциального дефицита. Напомню, что сейчас по Третьему энергопакету они могут поставлять только половину заявленной мощности».

Отметим, что триумфальное возвращение на арену (в качестве «белой и пушистой»... то есть, «чистой и зеленой») атомной энергетики сулит немало возможностей и «Росатому». Как мы указали выше, далеко не факт, что пустят в ЕС или Северную Америку. Но энергия в этом мире нужна много кому. Уже сейчас, даже без «высочайшего одобрения» «зеленых», компания строит 35 энергоблоков в 12 странах.

Ну и главное, что нам может дать «газмагеддон» номер два, — это возможность самим сделать правильные выводы о том, как строить нашу энергетику структурно и организационно.

«Разве мы можем себе позволить в такой стратегически важной отрасли так сильно зависеть от мировой конъюнктуры цен? — говорит Евгений Гашо. — “Конкурентная энергетика” очевидно проиграла битву за устойчивость, и не только в нашей стране. Напомню: за тридцать лет, с 1950-го по 1980-й, только в теплофикационном комплексе был достигнут невиданный рост в 24 раза с повышением эффективности в два с половиной раза. А “конкурентная” энергетика за истекшие тридцать лет нарастила мощности едва на 18 процентов с системным падением эффективности и надежности. Какие еще нужны аргументы для определения приоритетов энергетического перехода? Просто нам самим важно это делать, невзирая на их шоки и блэкауты, развивать угле- и газохимию, оснащать современными фильтрами угольные ГРЭС и ТЭЦ, строить новые блоки АЭС в зонах дефицита мощностей».