В Западной Европе запасы углеводородных энергоносителей невелики. В подавляющем большинстве региональных экономик период их производства ограничен среднесрочной перспективой. В расходной части энергобаланса крупнейших стран-энергопотребителей (Германии, Франции и Великобритании) ведущая роль принадлежит ископаемому топливу, а возобновляемые источники энергии (без учета крупных ГЭС – более 25 МВт) пока выступают как зарождающийся сегмент. В то же время анализ структуры спроса на первичную энергию в динамике подтвердил эффективность национальных мер, направленных на сокращение энергопотребления в абсолютном выражении. В Германии данный показатель стабильно сокращается с конца 90-х годов. Во Франции и Великобритании слом тенденции роста энергоспроса соотносится с серединой 2000-х годов. Что касается такого чувствительного для России сегмента, как углеводородное сырье, то в указанных экономиках использование всех видов ископаемого топлива имеет многолетнюю понижательную тенденцию.
Потребление углеводородных энергоносителей в Германии, Франции и Великобритании в 2006 г. и 2011 г., млн. т н. э.
| 2006 г. | 2011 г. | |||||
| нефть | газ | уголь | нефть | газ | уголь | |
| Германия | 123,6 | 78,5 | 83,5 | 111,5 | 65,3 | 77,6 |
| Франция | 92,9 | 34,7 | 12,1 | 83,9 | 36,3 | 9,0 |
| Великобритания | 82,3 | 81,0 | 42,1 | 71,6 | 72,2 | 30,8 |
Источник: “BP Statistical Review of World Energy”.
На этапе перехода к энергетике нового поколения ЕС предусматривает активное развитие газотранспортной сети и “вплетение” ее в будущую панъевропейскую электроэнергетическую систему. При этом в период до широкомасштабного использования “чистых” технологий (предполагается, что началом их промышленного внедрения станет середина текущего десятилетия) газу отводится ключевая роль.
Данное обстоятельство предопределило такие действия крупнейших стран Западной Европы, как активное развитие соответствующей инфраструктуры, в том числе системы трубопроводов, мощностей по приему СПГ, а также сети подземных хранилищ газа (ПХГ), суммарная вместимость которых к 2011 г. была доведена до уровня, позволяющего обеспечить не менее 20% годового потребления данного энергоносителя в ЕС при отсутствии внешних поставок.
Следующим их шагом станет дальнейшее развитие СПГ-инфраструктуры (создание новых регазификационных терминалов, в том числе плавающих, заводов малой мощности, наземных средств транспортировки малых объемов СПГ и др.), что позволит не только стабилизировать объем поставок трубопроводного газа из РФ (или получать торговые преференции), но и расширить спотовую торговлю СПГ.
Цена тепловой единицы в нефти и газе в 2000-2011 гг., $/млн. БТЕ
| Нефть* | Газ** | СПГ*** | Газ в США**** | |
| 2000 г. | 4,83 | 2,89 | 4,72 | 4,23 |
| 2001 г. | 4,08 | 3,66 | 4,64 | 4,07 |
| 2002 г. | 4,17 | 3,23 | 4,27 | 3,33 |
| 2003 г. | 4,89 | 4,06 | 4,77 | 5,63 |
| 2004 г. | 6,27 | 4,32 | 5,18 | 5,85 |
| 2005 г. | 8,74 | 5,88 | 6,05 | 8,79 |
| 2006 г. | 10,66 | 7,85 | 7,14 | 7,76 |
| 2007 г. | 11,95 | 8,03 | 7,73 | 8,95 |
| 2008 г. | 16,76 | 11,56 | 12,55 | 8,85 |
| 2009 г. | 10,41 | 8,52 | 9,06 | 3,89 |
| 2010 г. | 13,47 | 8,01 | 10,91 | 4,39 |
| 2011 г. | 18,56 | 10,61 | 14,43 | 4,01 |
* – средняя цена нефти, СИФ страны ОЭСР; ** – средняя цена природного газа, СИФ Германия; *** – средняя цена СПГ, СИФ Япония; **** – внутренняя цена трубопроводного газа (“Henry Hub”).
Источник: “BP Statistical Review of World Energy, June 2012”, p. 31.
Следует подчеркнуть, что в 2000-е годы в мире объемы реализации сжиженного природного газа по краткосрочным контрактам имели тенденцию к повышению (в 2004 г. – 14%, в 2008 г. – 17% мировых поставок СПГ), однако данный вид торговли пока не стал преобладающим. В целом процесс формирования глобального рынка СПГ пока сдерживается ввиду разнообразных факторов, обусловленных ухудшением мировой общехозяйственной конъюнктуры в результате негативного воздействия последствий глобального финансово-экономического кризиса 2008 г. Неопределенности добавляет и “сланцевая революция” в США, на внутреннем рынке которых усредненная цена трубопроводного газа примерно в 2,5 раза ниже, чем в континентальной Европе. Уже в ближайшие годы, при условии сохранения темпов прироста добычи дешевого сланцевого газа, страна может стать значимым участником газового рынка, в том числе европейского. Это обстоятельство напрямую влияет на планы России по освоению новых газовых месторождений, которые могут стать следующей ресурсной базой западных транзитных маршрутов.
В дальнейшем газовая инфраструктура Западной Европы и ЕС в целом будет еще плотнее смыкаться с электроэнергетической, поскольку это предусмотрено политикой расширения производства “чистой” энергии – крупные ВИЭ-станции будут должны в обязательном порядке дублироваться традиционными тепловыми энергетическими мощностями. Объединение механизмов управления газовыми и силовыми линиями направлено также на повышение устойчивости и надежности всего будущего европейского энергетического комплекса.
В электроэнергетике ЕС также протекают процессы глубинной трансформации, направленные на создание общеевропейского интеллектуального энергетического каркаса. На современном этапе в западном регионе Европы решаются задачи по подключению локальных энергетических систем Северного и Балтийского морей к более южным центрам потребления электроэнергии, а также гидроаккумулирующим мощностям, размещенным в Скандинавских странах и районе Альп.
В целом экономики Западной Европы стремятся выгодно использовать свое географическое положение, финансовую мощь и политические возможности.
Необходимо отметить, что планы Еврокомиссии по реформированию энергетики находят самую широкую поддержку среди населения, несмотря на дополнительные налоги, которые были введены на территории большинства стран ЕС. В 2010 г., согласно опросам населения, к наиболее перспективным современным направлениям развития экономики жители Евросоюза отнесли технологии, позволяющие использовать энергию солнца и ветра.
Неотъемлемым условием общехозяйственной модернизации ЕС является либерализация энергетического рынка, которая охватывает все его сегменты без исключения. Во втором десятилетии наступившего века Еврокомиссия продолжит твердо и последовательно добиваться намеченных целей и показателей, несмотря на текущие экономические и политические проблемы Евросоюза.
Среди стран Западной Европы наиболее показательными являются процессы развития энергетики Германии. Масштабность экономики страны определяет ее ведущую роль в ЕС, что и обусловливает высокое потребление страной первичной энергии в абсолютном выражении. В 2011 г. доля Германии в суммарном энергопотреблении государств западной части Европы составила 34% (Франции и Великобритании – примерно по 27%). Кроме того, в объединенной Европе Германия имеет высокий авторитет, а решения, принимаемые правительством страны в энергетической сфере, оказывают непосредственное влияние на процессы, происходящие на европейском энергетическом рынке.
Обеспеченность страны ископаемыми энергоносителями низкая – Германия обладает месторождениями угля и незначительными залежами газа, которые по состоянию на начало 2011 г. составили 40,7 млрд. т и 0,1 трлн. куб. м; периоды их разработки при текущем уровне добычи оценивались в 216 лет и 6,2 года соответственно.
В стране потребление первичной энергии неуклонно сокращалось с 90-х годов (в 1989 г. – 354,7 млн. т н. э., в 2011 г. – 306,4 млн. т н. э.). Это отражалось на динамике соответствующего импорта, доля которого в обеспечении внутренних потребностей постепенно снижалась, однако и в начале второго десятилетия оставалась критически высокой (в 2001 г. – 74%, в 2011 г. – 70%).
Структура потребления первичной энергии Германии в 2001-2011 гг., млн. т н. э.
| 2001 г. | 2005 г. | 2008 г. | 2009 г. | 2010 г. | 2011 г. | |
| Всего | 352,3 | 348,9 | 341,2 | 322,3 | 337,1 | 306,4 |
| Нефть | 133,8 | 124,0 | 117,7 | 111,2 | 112,3 | 95,2 |
| Каменный уголь | 46,8 | 43,4 | 43,2 | 35,9 | 41,1 | 33,4 |
| Бурый уголь | 39,2 | 38,3 | 37,3 | 36,2 | 36,3 | 37,6 |
| Газ | 75,6 | 77,5 | 73,4 | 70,5 | 73,8 | 66,2 |
| Атомная энергия | 44,8 | 42,7 | 39,0 | 35,3 | 36,8 | 28,4 |
| Энергия воды и ветра | 3,0 | 4,2 | 5,7 | 5,6 | 6,0 | 5,7 |
| Прочие ВИЭ | 7,4 | 14,3 | 21,9 | 23,3 | 25,8 | 29,1 |
| Прочие источники | 1,5 | 5,3 | 5,1 | 5,5 | 6,5 | 5,7 |
Источник: “BMWi”.
Исследование структуры импорта энергоносителей выявляет полную зависимость экономики Германии от ввоза ядерного топлива (100%), значительную зависимость от импорта нефти (в 2011 г. – 93%), газа (86%) и каменного угля (79%). Поиск путей снижения импорта топлива всегда был и остается в настоящее время чрезвычайно актуальным для правительства страны.
Данный фактор является одной из основных причин проведения структурной перестройки энергетического хозяйства, ближайшей целью которого является переход от преимущественно нефтяного баланса к более экологичному газовому и ВИЭ-балансу (с использованием угля и атомной энергии в качестве стабилизирующих источников энергии).
Движение к намеченным целям невозможно без опережающего развития газовой и электроэнергетической инфраструктуры, включающей не только эффективные средства транспортировки (газопроводы и электрические сети), но и объекты, предназначенные для аккумулирования и хранения газа, электроэнергии, а также эмиссионных газов. Стоимость этого пакета мер точно не определена, однако до 2020 г. лишь на нужды сетевого хозяйства потребуется не менее 100 млрд. евро (всего – более 200 млрд.).
К началу второго десятилетия текущего века Германия завершила важный этап в формировании нового облика газового хозяйства, в результате чего расширились транспортные возможности восточного энергетического коридора (“Nord Stream”), мощности внутренних газовых распределительных сетей (“OPAL”, “NEL”) и вместимость подземных хранилищ газа (ПХГ). В 2011 г. в Германии эксплуатировалось 24 ПХГ (в дальнейшем намечено ввести в эксплуатацию еще 19 ПХГ) суммарной вместимостью около 10 млрд. куб. м. При отсутствии внешних поставок данный объем позволяет обеспечивать газом конечных потребителей в течение примерно 50 суток. Текущие тенденции развития показывают, что следующим шагом в развитии газовой инфраструктуры будет расширение мощностей по приему и транспортировке СПГ.
Что касается роли российского газа в экономике Германии, то в 2001-2008 гг. его использование нарастало, а затем оставалось нестабильным и даже имело тенденцию к понижению. В итоге в 2011 г. данный показатель примерно соответствовал уровню 2004-2005 гг. – около 36% суммарного потребления газа. Приведенные данные и общие закономерности развития энергетического рынка страны демонстрируют, что в среднесрочной перспективе потенциал Германии как рынка сбыта российского газа сохранится на текущем уровне, но на горизонте долгосрочного планирования он будет снижаться. Возможность расширения российского экспорта лежит в плоскости взаимодействия с Германией при организации транзита энергетических товаров и дистрибуции в секторе конечного потребления.
Изучение рынка электроэнергетики Германии также выявило высокую зависимость отрасли от импорта ископаемого топлива. Основу данного сектора энергетики составляют тепловые и атомные электростанции, способные поддерживать надежность энергоснабжения на требуемом уровне. В 2011 г. их вклад в суммарную электрогенерацию составил 74%, при этом на тепловых станциях традиционно широко использовался местный бурый уголь (24%), а также в основном импортные каменный уголь (18%) и газ (14%). В топливной структуре производства электроэнергии доля ядерного топлива по-прежнему оставалась весомой – около 20% (в 2001 г. – 34%), а аналогичный показатель для возобновляемых источников энергии приблизился к 20% (в 2001 г. – около 10%).
В 2000-е годы внутренняя выработка электроэнергии нарастала, однако стабилизация данного показателя была достигнута в докризисный период (в 2001 г. – 580, в 2007 г. – 618, в 2011 г. – 602 ТВт/ч). Затем началось его снижение, обусловленное, по мнению автора, эффективностью государственной политики по внедрению мер энергосбережения во всех секторах экономики, расширению локальной генерации, а также “выталкиванию” энергоемких (и вредных) производственных мощностей за пределы страны.
Необходимо отметить несколько важных аспектов в развитии национальной электроэнергетики.
Во-первых, в первом десятилетии текущего века роль частного сектора в производстве электроэнергии значительно возросла. В 2011 г. частными домовладениями, компаниями малого и среднего бизнеса было произведено 97 ТВт/ч электроэнергии (16% суммарной выработки), что в 6 раз больше аналогичного показателя 2001 г. (15 ТВт/ч, 2,6%). Развитие локальной генерации стимулирует внутренний спрос на инновационную продукцию, оказывает позитивное влияние на рынок труда и в целом способствует снижению зависимости экономики страны от импорта энергоносителей.
Во-вторых, производство электроэнергии на АЭС неуклонно снижалось (в 2001 г. – 171 ТВт/ч, в 2011 г. – 108 ТВт/ч, то есть более чем на 60%). Политика руководства страны направлена на пошаговый вывод АЭС из эксплуатации, так как это позволит выиграть время для расширения выработки энергии на базе ВИЭ, а также создания и укоренения промышленных ВИЭ-технологий в тех сегментах возобновляемой энергетики, где они еще пока не созданы. Таким образом, в долгосрочной перспективе атомная энергетика будет призвана лишь поддерживать на необходимом уровне надежность национального энергоснабжения, а затем постепенно уступит место следующему поколению генерирующих объектов. В дальнейшем Германия намерена увеличить поставку “чистой” электроэнергии из других регионов Европы, в том числе из РФ, что расширит для России экспортные возможности.
В-третьих, анализ структуры потребления электроэнергии в динамике подтвердил стабильное сокращение доли промышленности, при этом другие крупные сегменты, сведенные в национальном статистическом учете в основные группы (недвижимость, торговля и услуги, сельское хозяйство, транспорт), демонстрировали стабильный рост. В итоге повышение энергоавтономии частного сектора, а также расширение потребления “зеленой” электроэнергии в сфере недвижимости и на транспорте стали причиной важного события – “дрейфа” структуры спроса на первичные энергоносители в сторону электроэнергии. (БИКИ/Энергетика Украины, СНГ, мира)