В 2018 году европейский рынок представлял собой почти 16% мирового рынка СПГ (отчет GIIGNL 2019). Объемы импорта в регион сильно варьируются от года к году. Это связано с тем, что Европа выступает в качестве свинг-рынка для СПГ.
В результате ожидается, что регион поможет сбалансировать рынок в периоды высокого Азиатского спроса, как это было видно после 2011 года после аварии на АЭС «Фукусима», но также поможет поглотить любые излишки СПГ, поступающие на рынок, как ожидается, в 2020-х гг. с использованием терминалов регазификации только около 28% их мощности, Европа могла бы импортировать намного больше СПГ, полагаясь только на свою существующую инфраструктуру. Но есть ли место для СПГ в Европе, особенно до 2030 года?
Европа не является рынком СПГ как таковым – это рынок со спросом на газ, который может поступать в виде местного производства, импорта по трубопроводам или СПГ. После непрерывного снижения в период с 2010 по 2014 год спрос на природный газ в Европе вновь начал расти в 2015-17 годах. Это было обусловлено сочетанием более холодных, чем в среднем, зимних месяцев (более высокие затраты энергии на отопление), экономическим подъемом и увеличением поставок газа в энергетический сектор из-за перехода с угля на газ.
Кроме того, слабая гидроэнергетика на юге и ограниченная ядерная доступность во Франции создали ряд особых обстоятельств, которые усилили использование газовых электростанций в составе генерирующих мощностей. С нормализацией этих особых обстоятельств и более мягкими температурами спрос на природный газ в Европе (35 стран) снизился в 2018 году впервые за три года и достиг 536 миллиардов кубометров (млрд кубометров).
Политика в области газа и изменения климата
Будущее место природного газа в энергетической системе Европы будет определять потребность в импорте, в том числе и СПГ. Но это будущее сталкивается с серьезной неопределенностью в результате политики в области изменения климата.
Декарбонизация энергетических систем является важной частью политической повестки дня Европейского союза (ЕС); он привержен сокращению своих выбросов парниковых газов (ПГ) до 80-95 процентов ниже уровней 1990 года к 2050 году. Декарбонизация электроэнергетического сектора посредством интеграции возобновляемых источников энергии рассматривается в качестве первого шага в рамках более широкой стратегии. В период с 2007 по 2017 год доля возобновляемых источников энергии возросла с 5 до 18 процентов (без учета гидроэнергетики), причем наибольший рост был отмечен в форме береговых ветровых и солнечных электростанций. Оба варианта являются прерывистыми источниками производства электроэнергии, и одна из ключевых проблем, связанных с этой быстрой эволюцией, заключалась в том, как интегрировать большую и растущую долю прерывистой генерации в энергетическую систему.
Этот подход стал катализатором сбоев в традиционной структуре электроэнергетического сектора и, как следствие, повышения роли газа в структуре производства электроэнергии. В то время как в прошлом газовые турбины комбинированного цикла (ПГУ) традиционно работали на базовой мощности, они все чаще требуются для обеспечения резервного копирования переменных возобновляемых ресурсов. Новые проекты включают в себя меньшие и более гибкие установки; и поскольку установки, которые поддерживают возобновляемые источники энергии, работают в течение меньшего количества часов, это также может привести к более низкому и непредсказуемому спросу на газ.
Снижение добычи угля
Тем не менее, роль природного газа в производстве электроэнергии в Европе может возрасти в начале 2020-х годов, благодаря ожидаемому снижению доли угля в структуре генерации. С ужесточением законодательства о выбросах парниковых газов, повышением цен на углерод, запретом на субсидии для всех угольных электростанций с 2025 года и их перспективным поэтапным отказом на уровне ЕС и/или страны генераторам вскоре придется принимать решения о будущем своих угольных электростанций. Варианты включают в себя модернизацию технологии контроля и продолжение работы в новых пределах, применение отступлений (если это возможно), ограничение их рабочего времени до менее чем 1500 часов в год (порог, ниже которого предельные значения выбросов являются менее жесткими) и прекращение работы.
Все эти меры предполагают резкое сокращение производства угля в начале-середине 2020-х гг.. Конечно, не все угольные электростанции будут заменены, и, конечно, не все — природным газом; но если закрытие большого количества угольных электростанций произойдет быстро, то может не хватить времени для строительства альтернативных электростанций или расширения сетей, и газовые электростанции могут быть отозваны в сеть как в пиковые, так и в базисные периоды.
Отказ от ядерного топлива в Германии к 2022 году и в Бельгии к 2025 году, другие потенциальные ограничения, установленные для существующих (или новых) атомных станций, и задержки в строительстве также обеспечат некоторые возможности для природного газа, по крайней мере до тех пор, пока в Европе не будут созданы новые низкоуглеродные мощности.
До сих пор сектор электроэнергетики был главным центром низкоуглеродной политики; но если Европа хочет достичь своих целей, усилия по декарбонизации должны будут распространиться на другие секторы, включая сектор отопления и охлаждения. Этот сектор является крупнейшим потребителем энергии в Европе; в 2015 году на него приходилось около 50 процентов конечного спроса на энергию. Несмотря на то, что сектор переходит на низкоуглеродную энергетику, около двух третей его потребностей в энергии по-прежнему удовлетворяется за счет прямого сжигания ископаемых видов топлива и более 40 процентов — только за счет природного газа. Основное внимание в политике ЕС по декарбонизации для производства тепла и охлаждения до сих пор уделялось двум основным видам мер: энергоэффективность и стимулирование возобновляемых источников энергии (в основном для конечного спроса на энергию, хотя определенная работа также ведется по системам централизованного теплоснабжения). Реализация низкоуглеродных вариантов сталкивается с критическими энергетическими проблемами с несколькими простыми ответами, и ни воздействие, ни временные рамки, вероятно, не будут одинаковыми во всей Европе.
В строительном секторе основными вариантами являются повышение эффективности (модернизация котлов, развитие комбинированной теплоэнергетики (ТЭЦ) и топливных элементов, а также переход на более эффективные системы отопления, все из которых потенциально могут по–прежнему включать природный газ в качестве входных ресурсов), увеличение доли возобновляемых источников энергии (замена ископаемого топлива возобновляемыми источниками энергии, установка гибридных систем, которые могут включать газ, и перепрофилирование газовой сети на водород), электрификация сектора отопления от нулевого углеродного электроснабжения и расширение тепловых сетей. Активная политика по продвижению низкоуглеродистых вариантов в зданиях началась только в начале 2010-х годов, и последствия могут занять некоторое время, чтобы материализоваться на европейском рынке, где здания старые и не энергоэффективные.
Тем не менее, некоторое повышение эффективности –тза счет теплового ремонта и минимальных требований к энергоэффективности для новых зданий – может начать снижать спрос на отопление помещений во второй половине 2020-х годов.
Сокращение выбросов углерода в промышленном секторе и достижение целевых показателей на период до 2050 года будет в значительной степени зависеть от сочетания таких факторов, как энергоэффективность, электрификация тепла (и методы рекуперации тепла), переход на топливо (биомасса или водород в качестве исходного сырья и/или топлива) и использование и хранение улавливаемого углерода (CCU/CCS). Неоднородность между подсекторами и энергопотреблением будет одной из главных проблем при разработке структуры для декарбонизации сектора, и некоторые подсекторы будут более сложными для декарбонизации, чем другие. Например, цемент, сталь, этилен и аммиак характеризуются высокими выбросами из исходного сырья и высокотемпературными тепловыми процессами. Поскольку не все технологии и виды топлива способны достигать высоких температур, ископаемые виды топлива, включая природный газ, могут быть более легко вытеснены традиционными возобновляемыми источниками энергии для низкотемпературных применений, чем для высокотемпературных применений. В результате, только природный газ, используемый в низкотемпературных применениях (около 48 млрд куб. м), может быть реально заменен низкоуглеродистыми источниками в 2020-х годах (при условии, что они могут отвечать как коммерческим, так и приемлемым требованиям). Кроме того, спрос на энергию (включая газ) в промышленном секторе может незначительно возрасти в связи с благоприятными экономическими условиями и меньшим количеством вариантов повышения энергоэффективности, чем в жилищном секторе, особенно в энергоемких отраслях.
В декарбонизированной форме
Подводя итог, следует отметить, что спрос на природный газ в трех основных секторах, которые составляют около 80% европейского рынка – энергетическом, жилищном и промышленном, – как ожидается, останется высоким по крайней мере в первой половине 2020-х годов и, возможно, до 2030 года. Использование газа в транспортном секторе может также расшириться, если будет оказана адекватная поддержка государственным структурам и предприятиям в использовании СПГ в дорожном и морском транспорте для улучшения качества воздуха, а также для использования СПГ в качестве бункерного топлива в европейских портах. В этом секторе ожидаются важные темпы роста, но начиная с очень низкой базы, с ограниченным влиянием на общий региональный показатель.
Исходя из этого, есть несколько причин для осторожного оптимизма в отношении спроса на газ в Европе в ближайшие пять, а может быть, и 10 лет. Он не вернется к сильному росту, наблюдавшемуся в 2000-е годы, но, скорее всего, останется достаточно высоким. Однако природный газ — это ископаемое топливо, и усилия по декарбонизации (путем разработки и увеличения производства экологически чистого газа, такого как биометан или водород) должны быть предприняты скорее раньше, чем позже, если мы хотим сохранить его долю в энергетическом балансе, конечно, после 2030 года, но потенциально даже раньше. В рамках долгосрочной стратегии ЕС «Чистая планета для всех» газ будет способствовать декарбонизации энергетического сектора, но его роль в энергетическом балансе ЕС будет все больше и больше заключаться в его декарбонизированной форме.
В 2018 году местное производство покрывало около 46 процентов потребностей Европы, в то время как импорт по трубопроводам составлял 41 процент, а СПГ — 13 процентов. Одна из основных неопределенностей касается темпов и масштабов сокращения традиционной добычи в регионе из–за истощения ресурсов и/или политических решений — особенно в Нидерландах, где правительство приняло решение в марте 2018 года как можно скорее и не позднее 2030 года прекратить добычу на гигантском месторождении Гронинген. Есть основания полагать, что если в мае 2019 года произойдет больше землетрясений, то производство может сократиться даже быстрее, чем ожидалось. Это облегчило бы часть перенасыщения СПГ в Европе в 2020 и 2021 годах и помогло бы сбалансировать рынок, но затем добавило бы к ужесточению рынка в 2023/2024 годах, когда может потребоваться Nord Stream 2, в зависимости от тенденций спроса на азиатский СПГ.
После 2025 года спрос на природный газ (особенно неослабевающий) может начать снижаться в результате политики декарбонизации. Тем не менее, местное производство биометана и водорода в результате электролиза вряд ли превысит 15-25 млрд куб. м к 2030 году. Это не заменит спад традиционной добычи, который, по оценкам автора, составит около 113 млрд кубометров в этот период (по сравнению с 2018 годом в Европе из 35 стран, включая Норвегию). Таким образом, импорт газа станет ключом к удовлетворению региональных потребностей, а российский газ и СПГ, вероятно, станут основными источниками, конкурирующими за их обеспечение. Поэтому основными проблемами для СПГ в Европе в 2020-е годы будут динамика на других рынках, особенно в Азии, где СПГ потенциально может продаваться более выгодно, но Европа будет приветствовать диверсификацию источников и маршрутов поставок газа, обеспечиваемую растущим и все более гибким глобальным рынком СПГ.
