Михаил Аким
Канцлер ФРГ Фридрих Мерц и председатель Европейской комиссии Урсула фон дер Ляйен пока считают, что ЕС может обойтись без газа из России. Фото Reuters
В начале 2025 года вновь возникла тема эксплуатации газопровода «Северный поток – 2», в том числе с возможным участием инвесторов из США. В прессе упоминались заявления руководителей европейской промышленности, в частности президента Total Energies, предполагавшего его частичный запуск. Комиссия Европейского союза и недавно избранный канцлер Германии активно сопротивляются этому варианту. Готовящийся очередной пакет санкций Еврокомиссии против «Северного потока – 2» напоминает грустную шутку про «пять лет расстрела».
Очевидно, что природный газ (метан) необходим в промышленности, для энергетического комплекса, нормального функционирования современной экономики. Российский трубопроводный газ традиционно был дешевле импортируемого СПГ из-за более низких затрат на подготовку и транспортировку. Трубопроводы доставляют газ напрямую с месторождений к потребителям, избегая энергоемких процессов сжижения, транспортировки специальными танкерами и регазификации, необходимых для СПГ.
Как парниковый газ, метан более чем в 80 раз мощнее углекислого газа, если рассматривать его в течение 20-летнего периода, и поэтому даже небольшие выбросы метана могут существенно влиять на климат. Сокращение выбросов метана жизненно важно для достижения глобальных климатических целей. При этом отсутствует комплексное понимание всех источников выбросов и возможностей их снижения, в частности для СПГ, что затрудняет его сравнение с трубопроводным газом. Цепочка поставок природного газа является ключевым источником выбросов, где выбросы метана от транспортировки сжиженного природного газа (СПГ) до сих пор сложно измерить напрямую.
Около 90% всех новых создаваемых мощностей по импорту СПГ находятся в Азии и Европе. Однако спрос на СПГ в Европе может оказаться кратковременным, поскольку континент следует программе декарбонизации. Ценовая чувствительность многих азиатских импортеров ставит под сомнение прогнозы роста спроса на СПГ с учетом роста возобновляемых источников энергии (ВИЭ), что создает угрозу окупаемости газовых проектов в целом.
Сторонники увеличения экспорта СПГ из США в Европу и Азию часто заявляли о климатических преимуществах, утверждая, что альтернативой было бы большее использование угля, добываемого внутри этих регионов, с увеличением выбросов СО₂. Фактически, даже несмотря на то что выбросы углекислого газа больше при сжигании угля, чем при сжигании природного газа, выбросы метана по всей цепочке добычи и транспортировки могут более чем компенсировать эту разницу. В данном контексте интересно сравнить вариант снабжения Европы трубопроводным газом и СПГ.
Зачем и как перемещать энергию
Современная экономика критически зависит от перемещения больших объемов энергии на дальние расстояния. Например, супертанкер перевозит эквивалент около 3 ТВт-ч нефти (емкость 2 млн барр. при 5,46 млн британских тепловых единиц (БТЕ, MMBtu) на баррель), огибая половину земного шара, от терминалов на Ближнем Востоке до нефтеперерабатывающих заводов в Америке или Азии. Угольный поезд, в зависимости от региона мира, обычно перевозит до 100 ГВт-ч угля на тысячи километров. Существует множество вариантов возобновляемой и низкоуглеродной энергии, включая солнечную, ветровую, геотермальную, атомную, в масштабах, достаточных для удовлетворения значительной доли потребности в энергии, в настоящее время обеспечиваемой ископаемым топливом. Однако следует также анализировать необходимые для возобновляемой генерации площади земель. Стоит учитывать и географическое несоответствие между регионами производства энергоносителей и центрами спроса на энергию, что определяет необходимость передачи энергии или энергоносителей на значительные расстояния. Например, чтобы заменить электростанцию базовой нагрузки мощностью 1 ГВт солнечной электростанцией при интенсивности солнечного излучения 4 кВт-ч/кв. м/день и эффективности фотоэлектрических систем 20%, необходимая площадь панелей составит приблизительно 30 кв. км (для сравнения: площадь Москвы в пределах Садового кольца составляет 18,6 кв. км). Большинство городов потребляют гораздо больше 1 ГВт электроэнергии, и идея покрытия городских центров или пригородов солнечными панелями нецелесообразна по многим причинам.
Таким образом, транспортировка энергоносителей, в частности по трубопроводам, является неотъемлемой частью глобальной энергетической инфраструктуры. Такие системы, как газопроводы, нефтепроводы и многопродуктовые трубопроводы, позволяют непрерывно, безопасно и экономично перемещать большие объемы важных ресурсов (природный газ, сырая нефть и др.) на большие расстояния.
Благодаря способности эффективно транспортировать большие объемы газа газопроводы стали важной частью глобального энергетического перехода, обеспечив доступ к более чистому топливу, чем уголь или нефть. Хотя природный газ является ископаемым топливом, выбросы CO₂ при его использовании ниже, чем у нефти или угля, что делает его переходным вариантом. Кроме того, газопроводные системы имеют большой потенциал для адаптации к транспортировке водорода, топлива с большим потенциалом для реализации задач декарбонизации.
История и истерия
Газопровод «Северный поток», напрямую соединивший Россию и Германию через Балтийское море, более 10 лет надежно обеспечивал европейских потребителей газом. Длина трассы составляет 1224 км, ежегодная пропускная способность – 55 млрд куб. м газа, поставлявшегося по двум ниткам (мощность каждой 27,5 млрд куб. м). В компании Nord Stream AG, которая является оператором газопровода, подсчитали, что эти 55 млрд куб. м газа эквивалентны 280 дополнительным танкерам нефти и 600–700 танкерам, перевозящим СПГ. В пересчете на электроэнергию это 50 угольных электростанций, 39 атомных станций, более 10 тыс. кв. км установок для ветряных турбин и 320 тыс. кв. км кукурузных полей для производства биотоплива – площадь, почти в 10 раз превосходящая территорию Нидерландов.
После ввода в эксплуатацию второй нитки в октябре 2012 года газопровод всегда работал на полную мощность, иногда даже превышая ее. История этого уникального газопровода началась еще в конце прошлого века. В то время природный газ считался наиболее предпочитаемым топливом. Спрос на него неуклонно рос, а внутренняя добыча в странах Европы снижалась. Основные экспортные маршруты российского газа проходили через транзитные страны, с которыми иногда возникали разногласия, влиявшие на осуществление поставок газа и, следовательно, на исполнение обязательств по контрактам с европейскими потребителями.
В 1997 году «Газпром» и АО «Несте» (впоследствии ставшее Fortum Heat and Gas Oy) на паритетных началах создали АО North Transgas Oy, сферой деятельности которого было проектирование, строительство и эксплуатация Северо-Европейского газопровода (СЕГ). СЕГ был призван стать качественно новым этапом сотрудничества России с европейскими потребителями газа, поскольку он впервые обеспечивал поставку российского природного газа в Западную Европу без прохождения через территории стран-транзитеров, что объективно могло им не понравиться. Ежегодные доходы от транзита российского газа измерялись сотнями миллионов долларов. В декабре 2000 года решением Европейской комиссии проекту газопровода был присвоен статус TEN (Трансъевропейские сети), который был подтвержден в 2006 году.
В мае 2005 года ОАО «Газпром» увеличило свою долю в North Transgas Oy до 100% путем приобретения 50% акций компании, принадлежавших АО Fortum Heat and Gas Oy. Данное приобретение было связано с началом осуществления проекта строительства СЕГ. Тогда же началась полномасштабная подготовка к реализации проекта.
Осенью 2005 года ОАО «Газпром», BASF AG и E. ON AG принципиально договорились о строительстве Северо-Европейского газопровода через акваторию Балтийского моря, подписав соответствующее соглашение в присутствии президента России Владимира Путина и канцлера ФРГ Герхарда Шредера (возглавившего Комитет акционеров Nord Stream AG после ухода с поста главы правительства). Согласно подписанному тогда документу, предполагалось создать совместное предприятие North European Gas Pipeline Company, в капитале которого у «Газпрома» будет 51%, а у компаний BASF и E.ON – по 24,5%. В октябре 2006 года в швейцарском городе Цуг компания, созданная «Газпромом» и германскими партнерами, официально открыла свой офис под новым наименованием – Nord Stream AG. С того времени и проект, и сам газопровод называется Nord Stream, или «Северный поток». В последующие несколько лет состав акционеров проекта расширился путем вхождения в него двух европейских газовых компаний: в 2008 году нидерландской Gasunie, а в 2010-м – французской GdF-SUEZ (ныне ENGIE). Обе получили по 9% в акционерном капитале предприятия за счет сокращения долей германских партнеров.
Немного техники
До «Северного потока» в мире не строили газопроводов, способных в бескомпрессорном режиме транспортировать газ на расстояние 1224 км. В газопроводе использованы трубы диаметром 1220 мм.
Транспортировку газа по «Северному потоку» обеспечивала компрессорная станция (КС) «Портовая», расположенная в районе Выборга (Ленинградская область). Это поистине уникальный объект в мировой газовой отрасли. Суммарная мощность ее составляет 366 МВт, рабочее давление – 220 атм, позволяющее обеспечивать транспорт газа на расстояние свыше 1200 км. При строительстве этой компрессорной станции использовались и новейшее оборудование, и самые передовые технологии. К примеру, на «Портовой» размещено шесть газоперекачивающих агрегатов (ГПА) мощностью 52 МВт, использованных впервые в истории эксплуатации российской Единой системы газоснабжения. Оборудование было произведено компанией Siemens, что объясняет проблемы сервисного обслуживания и взаимодействия, возникшие после февраля 2022 года.
Давление в газопроводе на выходе из «Портовой» составляло 220 бар (220 кг на 1 кв. см), при выходе трубы на сушу в Германии, в Грайфсвальде, – 106 бар. Стоит отметить, что в точке выхода «Северного потока» на сушу был создан еще некоторый запас по давлению, поскольку компрессорной станции там нет. Таким образом, помимо поставки газа через Балтийское море без дополнительных компрессорных станций энергии хватало и на его транспортировку еще на 100 км по суше.
По ходу удаления от российского берега внешний диаметр трубы постепенно уменьшается в соответствии с падением давления газа. Первые 300 км труба должна выдерживать давление 220 бар, следующие почти 500 км – 200 бар, а затем – 170 бар. Соответственно на каждом из этих участков стенка газопровода имеет различную толщину – от 34 до 27 мм. Такое сегментирование позволило сэкономить расходы на производство труб без ущерба для надежности. Трубы имеют специальное внешнее антикоррозийное и бетонное покрытие, а внутри – специальное антифрикционное покрытие для уменьшения сопротивления прокачки. Бетонное покрытие произведено из высокоплотной железной руды, смешанной после измельчения с цементом, благодаря которому на трубе создавалась армированная спиральная оболочка, залитая бетоном. После нанесения покрытия на трубу в течение суток в специальных тоннелях шла обработка паром. Такое покрытие удерживает газопровод на морском дне, фиксируя трубу, чтобы ее не сносило течением, а также создает изоляцию.
Осуществление проекта «Северный поток» способствовало развитию российской трубной отрасли. 25% труб большого диаметра для первой нитки газопровода были произведены Выксунским металлургическим заводом, а для второй – также 25% произвела ОМК. По большей части газопровод состоит из труб, произведенных немецким концерном Europipe (75% на первой нитке и 65% на второй). Для второй нитки также использовались трубы, произведенные японской Sumitomo (10%).
Материалы, технологии и решения, применявшиеся при строительстве газопровода, позволяли рассчитывать на его бесперебойную работу как минимум в течение 50 лет.
Строительство «Северного потока» регулировалось международными конвенциями и национальным законодательством каждого государства, через территориальные воды и/или исключительную экономическую зону которого проходит газопровод. Пять стран – Россия, Германия, Швеция, Дания и Финляндия – выдали соответствующие разрешения на строительство газопровода. Акватория Балтийского моря по маршруту «Северного потока» была тщательно исследована до начала прокладки. На этапе планирования маршрут газопровода корректировался с учетом важных навигационных маршрутов, экологически чувствительных и других особых зон. В ходе строительства соблюдались самые строгие экологические нормы, что позволило не нарушить экосистему Балтийского моря.
Исследовательские суда прошли свыше 40 тыс. км морского дна с целью изучения его рельефа и придонных отложений, поиска боеприпасов и объектов культурного наследия, поскольку в данном регионе, как известно, на протяжении столетий активно торговали и воевали. Эксперты подробно исследовали химический состав воды по маршруту газопровода, морскую флору и фауну. Полученные результаты были включены в материалы оценки воздействия на окружающую среду (ОВОС), представленные национальным государственным органам всех стран Балтийского моря вместе с заявочной документацией в процессе получения разрешений.
В октябре 2012 года на заседании комитета акционеров Nord Stream AG были рассмотрены предварительные результаты технико-экономического исследования строительства третьей и четвертой ниток «Северного потока». Их строительство было признано экономически целесообразным и технически осуществимым.
Летом 2015 года было объявлено о начале осуществления проекта «Северный поток – 2». Его акционерами стали «Газпром» и несколько европейских компаний. Помимо германских Wintershall Dea и Uniper, а также французской ENGIE, уже участвовавших в проекте «Северный поток», к ним присоединились австрийская OMV и британская Shell. Строительство этого газопровода завершилось осенью 2021 года, но начать эксплуатацию было невозможно в связи с отсутствием необходимой сертификации Nord Stream 2 AG в качестве независимого оператора газотранспортной сети. Получение документации ожидалось в январе 2022 года, но этого не произошло. Чуть больше чем через год после завершения строительства обеих ниток «Северного потока – 2», 26 сентября 2022 года, в результате диверсии из строя вышли обе нитки «Северного потока» и одна из ниток «Северного потока – 2».
В 2024 году в рамках судебного разбирательства со страховыми компаниями из-за их отказа выплатить компенсации убытков от взрывов на газопроводах Nord Stream AG предварительно оценил стоимость работ по восстановлению «Северного потока», включая работы по удалению воды из труб, их стабилизацию, ремонт, а также восполнение утраченных запасов газа. Стоимость таких работ может составить от 1,2 млрд до 1,35 млрд евро. В январе Датское энергетическое агентство выдало разрешение оператору «Северного потока – 2» Nord Stream 2 AG на проведение работ по сохранению газопровода «Северный поток – 2» в Балтийском море. В рамках проведения этих работ планируется установить на открытых концах трубы специально изготовленные заглушки, чтобы предотвратить поступление соленой морской воды внутрь трубы, а также выход газа в атмосферу. По оценке ведомства, проведение работ возможно в течение 2025 года, как ожидается, они продлятся две-три недели. Перед установкой заглушек необходимо с каждой стороны обрезать поврежденные концы труб. По окончании монтажных работ концы трубопровода предполагается засыпать камнями и утяжелителями, что необходимо в том числе для защиты от внешних воздействий.
В мае 2025 года кантональный суд г. Цуг (Швейцария) утвердил соглашение об урегулировании задолженности Nord Stream 2 AG, а мораторий на банкротство компании был прекращен.
Восстановление «Северного потока» и «Северного потока – 2» технически возможно, как и последующая эксплуатация, которая видится экономически выгодной. Однако необходимо принципиальное политическое решение.
Труба или СПГ
Глобальный объем всех новых проектов по СПГ, находящихся в разной степени готовности, составляет 917 млн т в год (мт/год) новых экспортных мощностей и 705 млн т в год новых импортных мощностей, что потребует, по оценкам, 1 трлн долл. инвестиций. Учитывая прогноз Международного энергетического агентства (МЭА), что глобальный спрос на газ достигнет пика к 2030 году при нынешних политических установках и международных усилиях по достижению целевых показателей выбросов углерода, очевидно, что новые инвестиции в СПГ являются рискованными. Ожидается, что волна ввода новых проектов по экспорту СПГ появится примерно в середине десятилетия, причем половина из них находится в стадии строительства в США или Катаре. Создающийся избыток поставок может сделать некоторые проекты нерентабельными, особенно с учетом значительных успехов развития ВИЭ.
В Европе переход с российского трубопроводного газа на СПГ после 2022 года значительно увеличил расходы на электроэнергию. До 2022 года российский газ по трубопроводам, таким как Nord Stream, часто был на 30–50% дешевле американского СПГ, этот разрыв сохраняется и в 2025 году. Например, ряд аналитиков предполагают, что российский газ может стоить около 11 евро/МВт-ч по сравнению с ценами хаба TTF в 42 евро/МВт-ч, хотя эти данные зависят от контекста и требуют уточнения. Между тем Китай получает выгоду от российского трубопроводного газа по более низким ставкам, чем Европа платит за СПГ, при этом прогнозы на 2025 год предполагают цену около 8 долл/MMBTU по сравнению с импортом СПГ по цене 10–12 долл/MMBTU.
Экспорт СПГ из США резко возрос после снятия запрета на экспорт СПГ в 2016 году, и теперь США являются крупнейшим в мире экспортером. Этот СПГ производится в основном из сланцевого газа. Его добыча, сжижение и транспортировка танкерами – крайне энергоемкие процессы, которые вносят значительный вклад в парниковый эффект.
Можно предположить, что большое количество корпораций, инвесторов, лиц, заинтересованных в успешности СПГ-проектов, определяет противодействие реинкарнации «Северных потоков» вне зависимости от геополитической повестки. При этом монетарная оценка экологического ущерба, наносимого переходом от трубопроводного транспорта на СПГ, рано или поздно должна привлечь внимание. Более дешевый биржевой товар, коим является природный газ, в условиях глобального рынка найдет своего покупателя, однако перестройка цепочки поставки приведет к дополнительным экономическим и экологическим затратам.
