Если это произойдет, сможет ли Европа заменить импорт российского газа этой зимой и двумя следующими зимами? Что бы ни случилось, наиболее эффективное решение требует корректировок со стороны спроса для снижения зависимости от газа, а не просто замены российского газа на импорт из другой страны.

Ниже мы описываем ситуацию с поставками газа этой зимой, затем описываем проблемы, связанные с длительными перебоями в поставках, прежде чем сосредоточиться на возможных корректировках со стороны спроса.

Что, если поставки российского газа прекратятся до лета?

В конце 2021 года сложилась драматическая картина: газовый баланс Европы на зиму сильно зависит от поставок из России и умеренных погодных условий. До сих пор три основных фактора предотвращали наихудший сценарий: i) сильное увеличение импорта сжиженного природного газа (СПГ): 80 тераватт-часов (ТВтч) в первые 24 дня января 2022 года по сравнению с 60 ТВтч в первые 24 дня декабря 2021 года; ii) «зимний риск» исключительно низких температур не материализовался; после Рождества средняя дневная температура в аэропорту Франкфурта составила 4,7°C по сравнению со средним значением за предыдущие 10 лет, равным 3,1°C; iii) продолжение контрактных поставок со стороны России в объеме 18 ТВтч/нед.

Забегая вперед, есть три сценария:

• Если Россия и все другие поставщики продолжат поставки на текущем уровне, что подразумевает исторически высокие уровни импорта СПГ, а спрос на природный газ останется на уровне среднего показателя 2015–2020 годов, то хранилища в масштабах ЕС упадут до минимума примерно в 320 ТВтч в апреле 2022 г.
• Если Россия прекратит поставки в начале февраля, объем хранения достигнет минимального уровня в 140 ТВтч в апреле 2022 года.
• Если в дополнение к прекращению поставок из России будет очень холодная погода, то к концу марта 2022 года хранилища в масштабах ЕС опустеют9.0026

Таким образом, в краткосрочной перспективе, если рассматривать ЕС как совокупность, блок, скорее всего, сможет пережить резкое прекращение импорта российского газа. Однако картина становится более сложной, если принять во внимание тонкости отдельных экономических, технических и политических рынков газа в ЕС.

Пиренейский полуостров, например, является центром для терминалов импорта СПГ. В результате регион может импортировать 40 ТВтч в месяц, но может потреблять только 30 ТВтч. Проблема заключается в транспортировке избыточного газа в остальную Европу, учитывая, что существующие трубопроводы позволяют передавать не более 5 ТВтч в месяц. Газ, поступающий во Францию, одорирован и, как правило, не может без ограничений подаваться в соседние газовые системы. Газ на рынке северо-западной Европы имеет разное качество (низкокалорийный L-газ отечественного производства в некоторых частях Германии и Нидерландов и импортированный высококалорийный H-газ в остальной части Европы), которые используют разные инфраструктуры. Более того, центрально- и восточноевропейская трубопроводная система предназначена для доставки импорта с востока к конечным потребителям. Несмотря на инвестиции в реверсивные мощности и новые трубопроводы, если с запада будет поступать слишком много газа, узкие места трубопровода могут помешать поставкам достаточного количества газа в самые восточные части ЕС или Украину.

Наконец, что наиболее важно, то, что возможно технически, может быть неосуществимо политически. Даже если бы технически было возможно синхронизировать истощение хранилищ по всей Европе, чтобы отсрочить или предотвратить перебои с поставками газа где-либо в ЕС, существует риск того, что страны с лучшими поставками могут не захотеть делиться скудными газовыми ресурсами со странами в худшем положении. Этот риск усугубляется неспособностью предсказать продолжительность и серьезность любой нехватки, в то время как при наихудших сценариях ограничения инфраструктуры потребуют упреждающего перемещения объемов через границы уже сейчас.

Итак, если ЕС не хочет сидеть и надеяться на умеренную погоду, в то время как объемы его хранилищ истощаются, какие другие варианты снабжения будут доступны? В принципе, существующая инфраструктура позволяет импортировать дополнительные объемы из Норвегии и Северной Африки, а также дополнительные объемы СПГ, которые вместе (17 ТВт-ч в неделю) могут вытеснить текущий (небольшой) импорт из России (18 ТВт-ч в неделю) (таблица 1).

Таким образом, без мер со стороны спроса полное прекращение импорта российского газа может привести к тому, что некоторые страны ЕС будут вынуждены принять экстренные меры до конца этой зимы.

Что, если поставки российского газа прекратятся на годы?

Пережить ползимы без российского импорта может быть сложно, но управлять европейской экономикой в ​​течение нескольких лет без российского газа будет чрезвычайно сложно. В то время как есть больше времени для подготовки, есть также гораздо большие объемы, которые нужно переместить.

В 2021 году экспорт российского природного газа в ЕС составил 1550 ТВтч по трубопроводу и около 120 ТВтч по СПГ. Это означает, что около 1700 ТВтч придется заменить, если Россия полностью прекратит экспорт природного газа в Европу.

Быстро увеличить внутреннюю добычу можно будет только на газовых месторождениях, имеющих свободные мощности. Технически на Гронингенском месторождении можно добывать больше газа, но для получения нескольких десятков дополнительных ТВт-ч в год голландскому правительству потребуется ослабить мораторий, сильно ограничивающий добычу, для предотвращения землетрясений в регионе.

Что касается импорта природного газа в ЕС, то, по-видимому, имеется значительный неиспользованный потенциал (Таблица 2).

Что касается СПГ, по сравнению с мощностью импорта около 1900 ТВт-ч, ЕС импортировал только 730 ТВт-ч в 2021 году. Таким образом, регазификационные терминалы Европы смогут обрабатывать 1100 ТВт-ч дополнительного импорта СПГ в ЕС (на самом деле это число может быть немного ниже из-за технических ограничений).

По трубопроводам в 2021 году у ЕС были неиспользованные импортные мощности в размере 200 ТВт-ч из Норвегии, 400 ТВт-ч из Северной Африки и 50 ТВт-ч из Азербайджана, всего 650 ТВт-ч.

Таким образом, исходя из условий 2021 года, у ЕС есть резервные мощности для импорта 1800 ТВтч от альтернативных поставщиков в Россию. Теоретически это могло бы позволить ЕС полностью заменить российские потоки (в размере 1700 ТВтч в 2021 году, часть из которых приходится на СПГ). Кроме того, дополнительные мощности доступны в Соединенном Королевстве, где два соединительных трубопровода предлагают примерно еще 400 ТВт-ч в год, но это будет зависеть от уровня импорта Великобритании, значительно превышающего ее внутренний спрос.

Но использовать все доступные импортные мощности нереально как минимум по пяти причинам:

• Возможности добычи и сжижения ограничены: основная проблема здесь заключается в том, что производители могут быть не в состоянии увеличить производство газа и/или экспорт СПГ в Европу. Глобальные мощности по сжижению почти полностью загружены, как и суда СПГ, что значительно ограничивает количество дополнительных объемов СПГ, которые могут быть доставлены на мировой рынок в ближайшее время.
• Экономические и юридические вопросы перенаправления потоков СПГ: значительная доля дополнительного импорта СПГ в ЕС должна приходиться на потоки, которые в настоящее время направляются в Азию и Америку. Но поскольку значительная часть мирового СПГ поставляется по долгосрочным контрактам, европейским покупателям приходится конкурировать за меньшую долю мирового СПГ. Более того, производители СПГ могут предпочесть не ставить под угрозу свои долгосрочные отношения со своими азиатскими покупателями, чтобы оказать временную поддержку Европе, поскольку их основным рынком является Азия, и в будущем она станет еще более важной.
• Высокие цены: дополнительный спрос, потенциально до 1000 ТВт-ч, на и без того ограниченном глобальном рынке СПГ (около 5000 ТВт-ч) окажет огромное повышательное давление на цены. Это станет серьезным ударом по европейской экономике, которая уже страдает от высоких цен на энергоносители.
• Второстепенные последствия для более бедных стран: стремительный рост цен на природный газ в Европе может перенаправить грузы СПГ из стран-импортеров в развивающиеся и развивающиеся страны, которые больше не могут себе его позволить.
• Проблемы внутри ЕС: импортная инфраструктура и газовые рынки ЕС не были рассчитаны на снабжение всей центральной и восточной Европы с запада. Даже если бы можно было снабжать весь регион, в т.ч. Украина с импортом СПГ с запада обойдется очень дорого.

В целом это показывает, что ЕС не может просто полагаться на увеличение поставок для замены объемов российского природного газа. Спрос также должен сыграть свою роль. Только их сочетание может дать реальный результат.

Как Европа может реально обуздать спрос?

Большая часть природного газа используется для отопления, в промышленных процессах и для производства электроэнергии и централизованного теплоснабжения. Во всех трех областях есть потенциал для снижения спроса (Рисунок 3).

В 2021 году для производства электроэнергии в ЕС было использовано около 900 ТВтч природного газа (рис. 3). В краткосрочной перспективе некоторые газовые электростанции могут работать на нефти. Если предположить, что 10% газовых электростанций ЕС могут перейти на сжигание мазута, спрос на газ может снизиться на 9%.0 ТВтч. Более того, часть генерации на газовых электростанциях может быть вытеснена другими электростанциями. Один ТВт-ч электроэнергии, произведенной не на газе, сэкономит более 2 ТВт-ч газа, сжигаемого при КПД ниже 50% на газовой электростанции. Следовательно, если снижение выработки электроэнергии на угле на 100 ТВтч с 2019 года можно обратить вспять (при условии, что электростанции все еще существуют), Европа могла бы быстро сэкономить более 200 ТВтч газа, пока не будут развернуты более устойчивые мощности (соответствующие квоты на выбросы углерода должны быть доступны, но их цена будет стремительно расти). Удвоение скорости ежегодного развертывания солнечных фотоэлектрических систем с примерно 15 ТВт-ч до 30 ТВт-ч в год может привести к вытеснению более 30 ТВт-ч газа. Технически и политически сложное решение отсрочить закрытие действующих немецких АЭС до конца 2021 года может высвободить еще 120 ТВтч газа. Но возможности сокращения использования газа в производстве электроэнергии ограничены не только экономическими и экологическими соображениями: в некоторых регионах и в определенное время единственным вариантом остаются газовые электростанции. Таким образом, значительная часть 900 ТВт-ч потребления газа, которое мы наблюдали в прошлом году, все еще будет необходимо в 2022 году, если только высокие цены на электроэнергию не снизят резко потребление энергии.

В промышленном секторе единственным краткосрочным вариантом является ограничение спроса. Производители стали и алюминия (ведущий европейский металлургический завод Aluminium Dunkerque объявил о сокращении производства), производители кремния (Ferroglobe отключила две печи в Испании), химические производители (крупнейший итальянский производитель AdBlue, добавки, снижающей выбросы дизельных автомобилей, объявил о временном закрытие несколько месяцев назад), а удобрения уже отреагировали на высокие цены.

Помимо рыночных сокращений, странам ЕС нужны планы действий в чрезвычайных ситуациях (немецкие можно найти здесь), которые могут включать в себя принудительное закрытие некритических отраслей в случае чрезвычайной ситуации. Одновременно может быть предписано сокращение отопления в коммерческих/офисных зданиях и домах.

В жилищном секторе и секторе услуг энергоэффективность может значительно снизить зависимость от газа, поскольку почти 75% фонда зданий являются энергоэффективными. Однако требуемые инвестиции и физическая работа слишком медленны, чтобы обеспечить значительный вклад в ближайшем будущем.

Другой вариант — энергосбережение. Если, например, конечные потребители немного выключат свои термостаты зимой или произведут эквивалентные небольшие улучшения энергоэффективности (изолируют двери), можно будет сэкономить около 2% газа, используемого для отопления, или 30 ТВтч. Чтобы поощрить это, европейские правительства могли бы рассмотреть вопрос о возврате денег домохозяйствам, «платя им за сбережения». То есть домохозяйства могут получать платежи в зависимости от их спроса на энергию в 2021 году по сравнению с их спросом на энергию в 2020 году. Как и все другие подходы, он не идеален, но главное, чтобы стимулы были правильными. Экономия энергии окупается. Возможно, это можно было бы объединить с поведенческой кампанией, выдвигая на первый план не снижающие благосостояние методы сокращения потребления энергии.

Резюме

До лета ЕС, вероятно, сможет пережить крупномасштабные перебои с поставками российского газа благодаря сочетанию увеличения импорта СПГ (в ограниченной степени, когда это технически возможно) и мер со стороны спроса, таких как промышленный газ сокращения. Однако это дорого обойдется экономике ЕС и может даже привести к тому, что некоторым странам (те, которые более подвержены влиянию российского газа и менее взаимосвязаны с другими странами ЕС) придется принимать экстренные меры.

Но если остановка российского газа продлится до следующей зимы, ЕС будет сложнее справиться. Что касается предложения, то имеются некоторые резервные импортные мощности, но достижение масштабов, необходимых для полной замены российских объемов, будет в лучшем случае очень дорогим, а в худшем — физически невозможным. Ограничивающие факторы включают глобальные ограничения мощностей по сжижению газа, существующие обязательства на текущем рынке СПГ и коммерческие возможности в странах-производителях в связи с отклонением поставок от Азии. Это также будет иметь последствия для цен и второстепенные последствия для беднейших стран. Таким образом, ЕС придется прибегнуть к мерам со стороны спроса, что может оказаться болезненным для разных стран/избирателей. Это вызовет вопросы о том, как справедливо разделить бремя. Придется принимать трудные и дорогостоящие решения для упорядоченного управления ситуацией.

Рекомендуемая ссылка:

Маквильямс Б., Сгараватти Г., Тальяпьетра С. и Г. Захманн (2022) «Может ли Европа безболезненно выжить без российского газа?», Bruegel Blog , 27 января

• Георг Захманн

  Георг Захманн — старший научный сотрудник Bruegel, где он работает с 2009 года над политикой в ​​области энергетики и климата. Его работа сосредоточена на региональных и распределительных последствиях декарбонизации, анализе и разработке рынков углерода, газа и электроэнергии, а также энергетической и климатической политике ЕС. Ранее он работал в Министерстве финансов Германии, Немецком институте экономических исследований в Берлине, энергетическом аналитическом центре LARSEN в Париже и в консалтинговой компании Berlin Economics.

• Симона Тальяпьетра

  Симона Тальяпьетра — старший научный сотрудник Bruegel. Он также является адъюнкт-профессором энергетики, климата и экологической политики в Университете Каттолика дель Сакро Куоре и в Университете Джона Хопкинса — Школе перспективных международных исследований (SAIS) в Европе.

  Его исследования сосредоточены на климатической и энергетической политике Европейского Союза, а также на политической экономии глобальной декарбонизации. Имея многочисленные политические и научные публикации, он является автором книг «Основы глобальной энергетики» (Cambridge University Press, 2020 г. ), «Энергия мира» (Il Mulino, 2020 г.) и «Энергетические отношения в евро-средиземноморском регионе» (Palgrave, 2017 г.) .

  Его статьи и политические работы публикуются и цитируются в ведущих международных СМИ, таких как Financial Times, The New York Times, The Guardian, The Wall Street Journal, Le Monde, Die Zeit, Corriere della Sera, Il Sole 24 Ore и других. .

  Симоне имеет докторскую степень в области институтов и политики Университета Каттолики дель Сакро Куоре. Родился в Доломитовых Альпах в 1988 году. Говорит на итальянском, английском и французском языках.

• Бен Маквильямс

  Бен работает на Брейгеля консультантом в области энергетики и климатической политики. Его работа включает в себя анализ данных для критики и информирования европейской государственной политики, особенно в области энергетического сектора и его декарбонизации. Недавняя работа была сосредоточена на последствиях продолжающегося энергетического кризиса и возможных ответных мерах политики. Другие темы, представляющие интерес, включают инструменты для стимулирования промышленной декарбонизации и последствия для новой экономической географии появления новых энергетических систем, особенно водородных.

  Он получил степень магистра экономической политики в Утрехтском университете, защитив диссертацию, посвященную изучению экономических последствий налогообложения выбросов углерода в Британской Колумбии. Ранее он получил степень бакалавра экономических наук в Уорикском университете, а один год проучился в Университете Монаша в Мельбурне.

  Бен имеет двойное гражданство Англии и Нидерландов.

• Джованни Сгараватти

  Джованни работает в Bruegel аналитиком-исследователем. Он изучал экономику (бакалавриат) в Венецианском университете Ка’ Фоскари, в том числе один семестр в Мельбурнском университете, и имеет степень магистра количественной экономики, полученную в Венеции, проучившись весь второй год в Экономической школе Лувена.

  До прихода в компанию Bruegel Джованни работал в отделе производительности Управления национальной статистики Соединенного Королевства. В качестве стажера работал в Представительстве Европейского Союза в Чили и в BusinessEurope. Его области анализа простираются от производительности до энергетики и изменения климата.

  Джованни является носителем итальянского языка, свободно говорит по-английски и хорошо владеет французским и испанским языками.

Энергетический информационный бюллетень: Почему российская нефть и газ имеют значение? – Анализ

IEA (2022), Energy Fact Sheet: Почему российские нефть и газ имеют значение? , МЭА, Париж https://www.iea.org/articles/energy-fact-sheet-why-does-russian-oil-and-gas-matter, Лицензия: CC BY 4.0

• Поделиться в Твиттере Твиттер
• Поделиться на Facebook Facebook
• Поделиться в LinkedIn LinkedIn
• Поделиться по электронной почте Электронная почта
• Выложить в печать Печать

Россия — крупный игрок на мировых энергетических рынках. Это один из трех крупнейших производителей нефти в мире, соперничающий за первое место с Саудовской Аравией и США. Россия сильно зависит от доходов от нефти и природного газа, которые в 2021 году составляли 45% федерального бюджета России.

В 2021 году добыча нефти и конденсата в России достигла 10,5 млн баррелей в сутки, что составляет 14% мировых поставок. У России есть объекты по добыче нефти и газа по всей стране, но основная часть ее месторождений сосредоточена в Западной и Восточной Сибири. В 2021 году Россия экспортировала примерно 4,7 млн ​​баррелей нефти в сутки в страны по всему миру. Китай является крупнейшим импортером российской нефти (1,6 млн баррелей в сутки), но Россия экспортирует значительный объем в Европу (2,4 млн баррелей в сутки).

Россия производит несколько различных сортов сырой нефти, но ее основной экспортной смесью является нефть сорта Юралс, которая является среднесернистой нефтью. Он также экспортирует большие объемы сырой нефти из смеси ВСТО в Азию по трубопроводу Восточная Сибирь-Тихий океан (ВСТО). Другие сорта включают «Сибирское легкое», «Сокол», «Сахалинская смесь», «Арктическая нефть» и «Новый порт».

Несмотря на то, что в последние годы российская нефтяная промышленность пережила период консолидации, в ней осталось несколько крупных игроков. «Роснефть», принадлежащая государству, является крупнейшим производителем нефти в России. За ним следует ЛУКОЙЛ, крупнейшая частная нефтяная компания страны. «Газпром нефть», «Сургутнефтегаз», «Татнефть» и «Русснефть» также имеют значительные добывающие и перерабатывающие активы.

У России есть развитые экспортные трубопроводы для сырой нефти, что позволяет ей поставлять большие объемы сырой нефти напрямую в Европу, а также в Азию. Трубопроводная система «Дружба» протяженностью около 5 500 км, самая длинная трубопроводная сеть в мире, транспортирует 750 000 баррелей нефти в сутки непосредственно на нефтеперерабатывающие заводы в восточной и центральной Европе. В настоящее время Россия поставляет примерно 20% от общего объема сырой нефти, перерабатываемой европейскими НПЗ.

В 2012 году Россия запустила трубопровод ВСТО протяженностью 4 740 км и пропускной способностью 1,6 млн баррелей в сутки, по которому сырая нефть доставляется напрямую на азиатские рынки, такие как Китай и Япония. Трубопровод был частью общего поворота российской энергетики в Азию, стратегии, направленной на устранение экспортной зависимости от Европы и использование растущего спроса на нефть в Азии. Россия также отгружает нефть танкерами из северо-западных портов Усть-Луга и Приморск, а также из черноморских портов Новороссийск и Козьмино на Дальнем Востоке. Кроме того, Россия также экспортирует сырую нефть по железной дороге.

По оценкам, Россия обладает 6,9 миллионами баррелей в день нефтеперерабатывающих мощностей и производит значительное количество нефтепродуктов, таких как бензин и дизельное топливо. Российские компании потратили последнее десятилетие на значительные инвестиции в мощности по первичной и вторичной переработке, чтобы воспользоваться выгодным государственным налогообложением, а также растущим мировым спросом на дизельное топливо. В результате Россия смогла перевести большую часть своего производства моторных топлив на стандарты Евро-5 (10 промилле). Энергетическая стратегия России ставит во главу угла самообеспечение бензином, поэтому она стремится экспортировать минимальные объемы. Однако российские нефтеперерабатывающие заводы производят примерно вдвое больше дизельного топлива, необходимого для удовлетворения внутреннего спроса, и, как правило, экспортируют половину своей годовой продукции, в основном на европейские рынки. Кроме того, Россия является крупным экспортером вакуумного газойля и мазута. В 2021 году российские НПЗ переработали 5,6 млн баррелей нефти в сутки и экспортировали 2,8 млн баррелей нефтепродуктов в сутки. Европа остается основным рынком сбыта российских нефтепродуктов. В 2021 году Россия экспортировала в Европу 750 000 баррелей дизельного топлива в сутки, удовлетворяя 10% спроса.

Один из крупнейших мировых производителей и экспортеров нефти

Россия занимает второе место в мире по добыче природного газа после США и обладает крупнейшими в мире запасами газа. Россия является крупнейшим в мире экспортером газа. В 2021 году страна произвела 762 млрд кубометров природного газа и экспортировала по трубопроводу около 210 млрд кубометров.

«Газпром» и «Новатэк» являются основными производителями газа в России, но многие российские нефтяные компании, в том числе «Роснефть», также эксплуатируют объекты по добыче газа. «Газпром», принадлежащий государству, является крупнейшим производителем газа, но его доля в добыче снизилась за последнее десятилетие, поскольку «Новатэк» и «Роснефть» расширили свои производственные мощности. Однако в 2021 году на «Газпром» по-прежнему приходилось 68% добычи газа в России. Исторически добыча была сосредоточена в Западной Сибири, но в последнее десятилетие инвестиции сместились на Ямал, Восточную Сибирь и Дальний Восток, а также на шельф Арктики.

Россия также имеет обширную сеть экспортных газопроводов, как по транзитным маршрутам через Беларусь и Украину, так и по трубопроводам, направляющим газ напрямую в Европу (включая газопроводы «Северный поток», «Голубой поток» и «Турецкий поток»). Россия завершила работы над газопроводом «Северный поток-2» в 2021 году, но правительство Германии решило не одобрять сертификацию после российского вторжения в Украину. В 2021 году на российский природный газ приходилось 45% импорта и почти 40% спроса на газ в Европейском Союзе. Эта доля увеличилась в последние годы, поскольку внутреннее производство природного газа в Европе сократилось. Германия, Турция и Италия являются крупнейшими импортерами российского природного газа.

В конце 2019 года Россия запустила крупный экспортный газопровод на восток, газопровод «Сила Сибири» протяженностью около 3000 км и пропускной способностью 38 млрд кубометров, чтобы иметь возможность отправлять газ с дальневосточных месторождений напрямую в Китай. В 2021 году «Газпром» экспортировал более 10 млрд кубометров природного газа по газопроводу «Сила Сибири», при этом в ближайшие годы экспорт будет постепенно увеличиваться до 38 млрд кубометров. Россия планирует построить газопровод «Сила Сибири-2» мощностью 50 млрд кубометров газа в год, который будет поставлять газ в Китай с западносибирских месторождений. Никаких соглашений о поставках и окончательного инвестиционного решения по трубопроводу еще не принято, что еще больше уменьшит зависимость России от европейских потребителей газа.

Кроме того, Россия расширяет свои мощности по производству сжиженного природного газа (СПГ), чтобы конкурировать с растущим экспортом СПГ из США, Австралии и Катара. В 2021 г. правительство опубликовало долгосрочный план развития СПГ, предусматривающий экспорт СПГ на уровне 110–190 млрд куб. м в год к 2025 г. В 2021 г. Россия экспортировала 40 млрд куб. примерно 8% мировых поставок СПГ.

В последние годы Россия все больше внимания уделяла Арктике как способу увеличить добычу нефти и газа и компенсировать снижение добычи на существующих и старых производственных площадках. На Арктику приходится более 80% добычи природного газа в России и, по оценкам, 20% добычи сырой нефти. Хотя изменение климата угрожает будущим инвестициям в регион, оно также предоставляет России возможность расширения доступа к арктическим торговым путям, что обеспечивает дополнительную гибкость для морских поставок ископаемого топлива, особенно в Азию.