Европа: энергетический тупик

Джордж Рижинашвили
член правления Фонда содействия развитию экономического факультета МГУ
19 сентября 2022, 11:32

Начало осени 2022-го фактически совпало с годовщиной энергетического кризиса в Европе. Но в отличие от предыдущего кризиса начала 1970-х текущие проблемы, с которыми столкнулся ЕС, гораздо более неравномерны: сверхвысокие цены на природный газ и электричество сочетаются, например, с относительно умеренными по историческим меркам ценами на нефть (особенно учитывая поправку на инфляцию). Это несколько смягчает ситуацию по сравнению с кризисом 1973‒1974 годов, когда основным драйвером экономического шока был кратный рост цен на нефть (с 3 до 12 долларов за баррель). 

Более того, нынешний кризис в меньшей степени глобальный, так как удар приходится по наиболее уязвимым рынкам, прежде всего по европейскому, в то время как, например, США оказались сейчас более устойчивы (хотя кризис 1973‒1974-го в большей степени ударил именно по США в виде жесткой стагфляции — падения ВВП на фоне роста инфляции и безработицы).

Но есть и факторы, наоборот, усиливающие нынешний кризис. Его общеэкономический контекст совершенно иной, отличный от специфики начала 1970-х и второго мирового энергокризиса конца 1970-х. Дефицит энергоресурсов разного типа сейчас накладывается на несколько системных изменений в экономической сфере Европы — инфляцию издержек (связанную со структурным постковидным снижением предложения труда), увеличение дивергенции экономических показателей центра и периферии ЕС, деиндустриализацию, ускоряющееся старение населения, устойчивый многолетний тренда на сокращение доли Европы в мировом ВВП.

Газ и электричество — основные проблемные точки кризиса

Возвращаясь к энергокризису, начнем с наиболее острой проблемы — газовой. На главной европейской газовой площадке TTF (Нидерланды) цена тысячи кубометров природного газа колеблется возле фантастических 2500 долларов. Всего год назад было в четыре-пять раз дешевле, а два года назад — в 35 раз дешевле: цена была на уровне около 70 долларов за тысячу кубометров. 

Для понимания неравномерности кризиса полезно сопоставить эти цены с нефтяными. На протяжении почти двух последних десятилетий нефть торговалась с очень большой премией к природному газу. Тысяча кубометров газа по своему энергетическому эквиваленту примерно равна 6,3 барреля (или 0,86 тонны) нефти. В начале 2000-х нефть и газ стоили примерно на уровне этого энергетического паритета. Но уже к концу 2000-х США за счет сланцевых технологий удалось резко увеличить производство газа, и нефть стала стоить в разы дороже. К примеру, на основном американском хабе Henry Hub в начале 2010-х разница чуть было не дошла до 1 к 10, хотя к концу 2010-х она снизилась приблизительно до трехкратной, теперь уже из-за успехов в производстве сланцевой нефти. 

Транспортировать газ дальними морскими маршрутами по сравнению с нефтью очень сложно и требует соответствующей дорогостоящей инфраструктуры и логистики (терминалы по сжижению газа, СПГ-танкеры, регазификационные терминалы). Поэтому в отличие от нефти единого мирового рынка газа не существует. На разных региональных газовых хабах (TTF, Henry Hub, азиатский JKM) цены легко могут различаться в разы. В то же время цены на региональные сорта нефти (Brent, WTI, Urals), как правило, отличаются на считаные проценты, редко на десятки процентов в моменты введения экспортных ограничений на тех или иных рынках (как, например, сейчас с дисконтом на Urals из-за санкционных рестрикций или ранее с WTI из-за короткого периода ограничения экспорта из США). 

Несмотря на эту сегментированность региональных газовых рынков, практически на всех крупнейших газовых хабах дисконт газа к нефти был совершенно обычным делом, за исключением краткосрочных сезонных всплесков спроса на газ на азиатских площадках. Но год назад этот многолетний тренд был сломлен, газ стал торговаться на европейских и азиатских площадках дороже нефти по эквиваленту теплотворной способности. Сейчас премия возросла многократно — если бы нефть торговалась по энергетическому паритету с газом (учитывая текущие цены на европейском хабе TTF и азиатском JKM), ее стоимость превышала бы 400 долларов за баррель. Чего, однако, не происходит: нефть более чем в четыре раза дешевле.

Другой сегмент европейского энергокризиса — выработка электричества. Цена на электричество по контракту на год вперед во Франции достигла фантастических 1000 евро за мегаватт-час (а это уже больше 1500 долларов за баррель, если пересчитать по энергетическому эквиваленту в нефть). В Германии не так все катастрофично, но цены тоже запредельно высоки. Всего за два последних года цены выросли более чем на порядок.

Вместе с тем региональная обособленность газового рынка и рынка электроэнергии приводит к тому, что некоторые неевропейские развитые экономики оказались практически не затронуты кризисом или затронуты в гораздо меньшей степени. Так что в отличие от кризиса 1973‒1974 годов вряд ли можно говорить о глобальном энергокризисе, пока наибольшая концентрация проблем наблюдается именно в Европе.

Последствия для домохозяйств пока сглаживаются мягкой бюджетной политикой европейских стран 

Рост цен уже затрагивает европейские домохозяйства. Но поскольку в большинстве европейских стран домохозяйства покупают электроэнергию по среднесрочным контрактам, пересмотр тарифов задерживается и эффект пока проявляется для разных европейских стран по-разному. 

Например, в Великобритании, где очень высока доля газа в выработке электроэнергии и одновременно относительно слаба защита конечных потребителей, эффект проявляется достаточно наглядно. Для домохозяйств устанавливается ценовой потолок в виде максимального тарифа — сейчас он на уровне около 2000 фунтов в год, а в начале года был чуть больше тысячи. Однако, по прогнозу Cornwall Insight, уже во втором квартале 2023-го домохозяйствам придется платить около 4500 фунтов в годовом исчислении. С другой стороны, во Франции домохозяйства практически не замечают роста цен на оптовом рынке — их тарифы в основном защищены потолком повышения на 4% в год, основные потери абсорбируются национальным оператором EDF, на 84% принадлежащем государству. 

Меры поддержки разнообразны и включают в себя как прямые субсидии наиболее уязвимым слоям населения, так и снижение НДС на электричество и отопление, а также снижение/приостановку различных «зеленых» налогов. Объем фискальной поддержки колеблется от 3,8% ВВП в Греции до 0,1% ВВП в Швеции и Дании. Среди крупных экономик наибольшую поддержку оказывают Франция (около 2% ВВП) и Италия (около 1,7% ВВП). 

При этом пока не видно какого-либо существенного всплеска безработицы или проблем в финансовом секторе. В этом смысле текущий кризис не похож ни на глобальный финансовый кризис 2008‒2009 годов, ни на «периферийный» еврокризис 2010‒2011-го.

Проблема чрезмерно агрессивных мер поддержки в том, что, как отмечается в свежем исследовании МВФ, данные меры, направленные прежде всего на то, чтобы операторы не перекладывали высокие цены на конечного потребителя, не стимулируют домохозяйства к экономии энергии. С одной стороны, это так и, по сути, является абсорбированием проблем за счет увеличения дефицита бюджета и госдолга, с другой — позволяет избежать всплеска социального недовольства в краткосрочной перспективе, что для живущих сегодняшним днем политиков, видимо, является приоритетом. 

Однако проблема дефицитов и госдолга может в перспективе привести к повтору долгового кризиса европейских экономик 2010‒2011 годов. Неслучайно евро колеблется на уровне паритета к доллару, чего не было с начала 2000-х. Здесь важно понять, насколько глобальные инвесторы будут уверены в способности европейских экономических властей, в особенности ЕЦБ, предотвратить возможные дезинтеграционные процессы. Те же действия Греции по щедрой компенсации домохозяйствам их потерь возможны только в контексте поддержки рынка госдолга Греции со стороны ЕЦБ, без нее страна была бы банкротом. Похожая ситуация и в других, более крупных странах, прежде всего в Италии. Энергокризис безусловно расшатывает и без того хрупкую конструкцию еврозоны, в которой более сильные в экономическом смысле страны (прежде всего Германия) вытягивают более слабые. 

Помимо бюджета удар на себя принимает промышленный сектор

Промышленный сектор в меньшей степени защищен от роста цен. Проблемы в нем разнообразны и зависят от национальной и отраслевой специфики. Например, банкротятся частные распределительные компании, бизнес которых заключался в покупке энергии по низким оптовым ценам и перепродаже конечным потребителям по более высоким розничным. В условиях политики недопущения перекладывания возросших издержек на конечного потребителя их бизнес-модель стала глубоко убыточной. В Великобритании обанкротилось больше ста таких компаний. В Германии правительство объявило о бэйлауте одной из крупнейших энергокомпаний страны Uniper, предоставив для это 15 млрд евро. 

В других секторах растут издержки производителей удобрений (в основном азотных), металлургических компаний, производителей химической, бумажной, стекольной, керамической продукции, а также продовольствия, прежде всего производимого в теплицах. Дороговизна энергии подливает масла в огонь уже давно идущему процессу деиндустриализации ЕС. 

Где только возможно, природный газ замещается продуктами нефтепереработки, ведь нефть теперь стала гораздо дешевле газа. Тактика замещения газа нефтью уже вовсю используется более бедными странами, например, Пакистаном. В Европе быстрая замена газовой генерации ограничена массой бюрократических и регуляторных препон, но тем не менее генерация на мазуте расконсервируется, чего не было уже очень давно. 

Краткосрочные/случайные факторы кризиса

О непосредственных причинах энергокризиса, стартовавшего еще во второй половине 2021 года, было сказано достаточно много (холодная зима сезона-2020/21, рост спроса на СПГ со стороны стран Восточной Азии, постпандемийное восстановление экономики в 2021-м и т. д.). 

Несмотря на довольно теплую зиму сезона 2021/22, в 2022 году начали действовать дополнительные кратко- и среднесрочные факторы. Среди них можно упомянуть: 1) сокращение трубопроводных поставок со стороны РФ; 2) рост потребления сектора HVAC (отопление, вентиляция и кондиционирование) из-за аномально жаркой погоды этим летом в Европе; 3) уменьшение поставок угля и ухудшение логистики этих поставок из-за обмеления в результате засухи крупнейших европейских рек, прежде всего Рейна; 4) сокращение выработки на АЭС во Франции из-за засухи и пожаров; 5) сокращение выработки на ГЭС из-за все той же жары и засухи; 6) сокращение выработки на ветряных станциях из-за безветренной погоды.

Долгосрочные структурные проблемы

Вместе с тем играют роль и более долгосрочные структурные процессы, а именно масштабная трансформация всей энергетической системы Европы, идущая последние пятнадцать-двадцать лет. Прежде всего речь идет об отходе от традиционной углеводородной энергетики в пользу возобновляемых источников энергии, в частности на основе ветра и солнца. 

Переход к ВИЭ диктовался и диктуется исключительно климатической повесткой (весьма идеологизированной), соображения эффективности здесь ни при чем. Наоборот, как отмечает историк энергетики Вацлав Смил, климатический энергопереход — это первая в истории человечества трансформация, в ходе которой люди сознательно отказываются от более эффективных источников энергии в пользу менее эффективных. 

ВИЭ обладают несколькими фундаментальными недостатками в сравнении с традиционными источниками. Во-первых, ВИЭ — это распределенная (то есть не способная повысить эффективность за счет масштаба) сеть маломощных ветряных и солнечных станций. Во-вторых, их функционирование требует значительных площадей и материалов, которые при сохранении традиционной энергетики могли бы быть использованы более рационально. В-третьих, особенность генерации ВИЭ — ненадежность и прерывистость, что вынуждает многократно увеличивать установленную мощность по сравнению с традиционными источниками, но даже это не гарантирует от дефицита энергии в безветренную и (или) лишенную солнечного света погоду. В-четвертых, проблема сохранения энергии ВИЭ с помощью аккумуляторов до сих пор не решена и имеются обоснованные сомнения в возможности ее эффективного и масштабируемого решения в будущем. 

Тем не менее европейские политики сделали все для стимулирования ВИЭ и дестимулирования традиционной энергетики. С 2005 года в ЕС заработал механизм квотирования выбросов СО2 в атмосферу. А с 2008-го, после сокращения доли бесплатной аллокации квот (сначала до 90%, а с 2013-го — до 43%) они стали торговаться на рынке в виде European Emission Allowances (EU Allowances, EUA, равен выбросу одной тонны СО2 в атмосферу). Цель механизма проста: сделать СО2-интенсивную генерацию, прежде всего угольную, дорогой относительно ВИЭ. Де-факто это скрытый налог на традиционные источники энергии в пользу ВИЭ (помимо такого скрытого налога есть еще и вполне официальные налоги в пользу «зеленой» генерации).

Зажимая объем доступных EUA, ЕС добился того, что цены на квоты выросли весьма сильно. Если с 2013 по 2018-й цена EUA колебалась в диапазоне 5‒8 евро, то к началу пандемии выросла до 30 евро. После некоторого ковидного ослабления до 20 евро рост в 2021‒2022 годах возобновился, и сейчас цена достигла 90 евро. При этом во многих европейских странах до сих пор очень значительная доля генерации электричества и тепла приходится на бурый и каменный уголь. В той же Германии доля генерации за счет бурого и каменного угля до сих пор составляет около трети от всего объема, несмотря на государственную программу, ставящую целью полную ликвидацию угольной генерации к 2038 году. Несмотря на то что добыча бурого угля на территории Германии дешева (ведется открытым способом), в издержках генерации на буром угле основной статьей расхода становится цена EUA (чуть в меньшей степени это актуально и для каменного угля и еще в меньшей для газа). Все это вынужденно приводит энергокомпании к переориентации с угля на СО2-нейтральную генерацию, то есть на все те же ненадежные и дорогие ВИЭ.

Параллельно этим процессам шел отказ от атомной энергетики. После аварии на АЭС в Фукусиме весной 2011-го германские политики приняли принципиальное решение об отказе от атомной энергетики: 8 из 17 действующих энергоблоков были остановлены еще в том же 2011 году. К концу текущего года будут закрыты три оставшихся. И это при том, что всего десять лет назад атомная энергетика давала около четверти выработки всего электричества. Вся выбывающая генерация замещалась в основном ВИЭ. Другие страны Европы были не столь бескомпромиссны, как Германия, тем не менее АЭС закрывались в Швеции, Великобритании и даже в ориентированной на атом после первого энергокризиса 1970-х Франции. Параллельно уменьшалась и доля угольной генерации. 

Шла и деградация инфраструктурных узлов европейской энергосистемы. Некоторые частные компании начали избавляться от якобы избыточных подземных хранилищ газа (ПХГ), так как последние практически не приносили прибыли. Например, почти избавилась от ПХГ Великобритания, что поставило ее в критическую зависимость от импортных поставок электричества — она импортирует более 8 млрд ТВт⋅ч из Франции по кабелю под Ла-Маншем. Эта серьезная зависимость от недорогого французского электричества натыкается на деградацию собственного французского флота АЭС. У него обнаруживаются довольно неприятные проблемы с трещинами в реакторах, которые существенно ограничивают возможности эксплуатации. Так, сейчас из 56 реакторов 25 закрыты на техобслуживание, а еще пять работают с неполной загрузкой. Так что расчеты на дешевый французский киловатт могут и не оправдаться. 

Как энергокризис отражается на общей макроэкономической ситуации в Европе, каковы риски

На данный момент энергокризис не очень сильно отражается на макрокартине европейской экономики. Во втором квартале 2022 экономика ЕС выросла на 4% год к году и на 0,6% квартал к кварталу. Росту поспособствовал эффект низкой базы прошлого года и оживление туристического сектора после ослабления пандемии. Однако уже сейчас понятно, что при таком положении с энергетикой рецессия неизбежна. Вопрос лишь в ее тяжести. Банк Англии в своем августовском докладе уже прогнозирует вступление страны в рецессию в четвертом квартале 2022 года, при этом продлится она как минимум год. Разумеется, прогнозы государственных институтов чаще всего излишне оптимистичны. Поэтому, более реалистичной может оказаться картина глубокой рецессии. 

При текущих ценах на энергоносители среднее падение ВВП в еврозоне за последующие три года может достичь 6‒8% только за счет энергетического дисбаланса, не считая эффекта мультипликатора сниженного объема инвестиций. Важно также понимать, что, кроме структурных проблем энергосектора, Европа только начала ощущать следствия снижения российских трубопроводных поставок. К зимнему сезону страны ЕС подойдут с довольно хорошо заполненными ПХГ: даже несмотря на текущие заоблачные цены, темп заполнения ПХГ сейчас неплохой, во многом за счет вынужденного снижения потребления в промсекторе. Но при сохранении трубопроводных поставок из России на нынешнем резко сниженном уровне к завершению зимнего сезона 2022/23 Европа подойдет с сильно опустошенными ПХГ. И их пополнение в теплый сезон 2023-го при низких российских поставках будет очень большой проблемой. Соответственно, к зиме 2023/24 Европа может оказаться совсем неподготовленной. При неблагоприятном стечении обстоятельств (холодная зима) не исключен сценарий весьма сильной рецессии.