Изображение материала

Рекордная засуха и ремонты на АЭС: как электроэнергетика в ЕС переживает кризис?

30 августа 08:57
Несмотря на риски дефицита газа и угля, основной вклад в сокращение электрогенерации в ЕС по итогам первых семи месяцев года внесли атомные и гидроэлектростанции.

Кирилл Родионов, эксперт Института развития технологий ТЭК

Скачок европейских цен на газ до $3000 за тыс. куб. м несколько «заслонил» собой положение дел в электроэнергетике, одном из ключевых секторов-потребителей ископаемого топлива. Между тем динамика выработки из традиционных и возобновляемых источников может подсказать, насколько серьезной является проблемой дефицита газа для производителей и потребителей электроэнергии в Европе.

Итак, что происходит в европейской электроэнергетике в условиях энергокризиса? Ответить на этот вопрос можно с помощью помесячных данных о выработке электроэнергии в ЕС, которые публикует исследовательский центр Ember. Абсолютный объем генерации по итогам первых семи месяцев нынешнего года снизился лишь на 1%, с 1549 тераватт-часов (ТВт*ч) в январе–июле 2021 г. до 1529 ТВт*ч за аналогичный период 2022 г. Однако динамика выработки сильно варьировалась в зависимости от типа электростанций.

Газ и уголь: лучше ожиданий

Объем генерации из угля по итогам первых семи месяцев года увеличился на 14% (до 247 ТВт*ч), при этом в марте ее прирост составил 35% (43 ТВт*ч против 32 ТВт*ч годом ранее), а в мае — 25% (30 ТВт*ч против 24 ТВт*ч). Отрасль, с одной стороны, еще не успела почувствовать влияние эмбарго на российский уголь, вступившее в силу только в августе, а с другой — начала использовать сырье от производителей из других регионов мира.

Например, Германия в период с марта по июнь 2022 г. увеличила импорт энергетического и бурого угля из-за пределов ЕС на 35% в годовом выражении (с 7,1 млн т до 9,6 млн т); импорт из России снизился на 5% (на 297 млн т), тогда как импорт из Колумбии  увеличился на 320% (на 1,6 млн т), из ЮАР — на 553% (на 615 тыс. т), а из США — на 28% (на 256 тыс. т), согласно данным Центра по международной торговле ЮНКТАД/ВТО. Замещение российского угля происходило также за счет поставок из Австралии и Казахстана, которые в период с марта по июнь 2021 г. были равны нулю, а за март–июнь 2022 гг. достигли 32 тыс. т и 141 тыс. т соответственно.

Прирост продемонстрировала и выработка из газа: с 284 ТВт*ч в январе–июле 2021 г. до 294 ТВт*ч в январе–июле 2022 г. (плюс 4%). Как и в случае с угольной генерацией, прирост в отдельные месяцы превышал темпы увеличения выработки за весь период: в мае выработка на газовых станциях выросла 11% (до 33 ТВт*ч), а в июле — на 20% (до 46 ТВт*ч). Сокращение среднесуточных поставок «Газпрома» в ЕС — с 355 млн куб. м/сут. в марте 2022 г. до 266 млн куб. м/сут. в мае и 125 млн куб. м/сут. в июле — отразилось, в первую очередь, на темпах закачки газа в подземные хранилища (ПХГ): если в мае в ПХГ в странах ЕС закачивалось в среднем 467 млн куб. м/сут., то в июле — 382 млн куб. м/сут., согласно данным Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG). При этом выработку из газа поддержал прирост импорта СПГ с 333 млн куб. м/сут. в марте до 343 млн куб. м/сут. в мае и 350 млн куб. м/сут. в июле.

В целом, абсолютный прирост выработки из традиционных источников привел к увеличению их доли в структуре генерации: если с января по июль 2021 г. доля угля в выработке электроэнергии в ЕС составляла 14%, а газа — 18%, то по итогам первых семи месяцев 2022 г. их доля увеличилась до 16% и 19% соответственно. Выработка на мазутных и дизельных станциях за тот же период снизилась на 5% (до 37 ТВт*ч), а их доля в структуре генерации снизилась с 3% до 2%, т. е. стала еще более маргинальной, чем годом ранее.

АЭС и ГЭС: ускорение спада

Сокращение выработки продемонстрировали и два старейших источника низкоуглеродной энергии — атомные и гидроэлектростанции: объем генерации на АЭС в период с января по июль 2022 г. снизился на 14% (до 348 ТВт*ч), а на ГЭС — на 25% (до 160 ТВт*ч). Абсолютное снижение выработки на АЭС в Евросоюзе в целом — 56,5 ТВт*ч — было пропорционально ее сокращению во Франции и Германии (минус 56,6 ТВт*ч). Сказался декабрьский вывод из эксплуатации трех реакторов в Германии (АЭС Брокдорф, АЭС Гронде и третьего энергоблока АЭС Гундремминген), а также ремонты на АЭС во Франции: по данным энергоконцерна EDF, ремонт на втором энергоблоке АЭС Гравелин, второй по величине атомной электростанции в Европе, будет продолжаться со 2 июля по 2 сентября 2022 г., а на ее пятом блоке — с 16 апреля по 5 сентября.

Общие для ЕС показатели выработки на атомных станциях несколько улучшил ввод третьего энергоблока финской АЭС Олкилуото, который был подключен к общей сети в марте 2022 г. Что касается сокращение выработки на ГЭС, то здесь ключевую роль сыграла рекордная за почти 500 лет засуха в Европе: по данным Объединенного исследовательского центра ЕС, к 10 августа 47% территорий континента испытывали дефицит влаги, а еще 17% находились на грани полного пересыхания. Спад выработки на ГЭС из-за анормальной жары ускорился с 10% в апреле 2022 г. до 22% в мае и 25% в июне и июле. Как следствие, если доля АЭС в структуре выработки снизилась с 26% в январе–июле 2021 г. до 23% за аналогичный период 2022 г, то доля ГЭС — с 14% до 10%.

ВИЭ: загрузка новых мощностей

Более благоприятно на этом фоне выглядит динамика генерации на ветровых и солнечных электростанциях: выработка из энергии ветра по итогам первых семи месяцев 2022 г. увеличилась на 14% (до 243 ТВт*ч), а из энергии солнца — на 26% (до 125 ТВт*ч), а их доля — до 16% и 8% соответственно (против 14% и 6% в январе–июле 2021 г.). Основным драйвером стала загрузка новых электростанций: по данным Ember, установленная мощность ветрогенераторов в 2021 г. увеличилась в ЕС на 6%, до 187 гигаватт (ГВт), а солнечных панелей — на 15% (до 160 ГВт).

Однако абсолютный прирост выработки на ветровых и солнечных генераторах (на 55 ТВт*ч), а также угольных и газовых электростанциях (на 40 ТВт*ч) не смог перекрыть ее сокращение на АЭС и ГЭС (минус 111 ТВт*ч). Наряду со снижением генерации на дизельных и мазутных станциях (минус 2 ТВт*ч), а также на биоэнергетических установках и из некоторых других ВИЭ (минус 2 ТВт*ч), это привело к снижению выработки из всех источников на 20 ТВт*ч.

Небольшое снижение выработки (на 1%) обостряет энергодефицит в условиях продолжающегося постковидного восстановления энергоспроса и, в конечном счете, сказывается на конечных ценах, которые и без того растут из-за аномального удорожания газа и угля: если в июле 2021 г. средняя оптовая цена электроэнергии в Германии составляла €81 за мегаватт-час (МВт*ч), то в июле 2022 г. — €315 за МВт*ч. Схожий прирост был зафиксирован также во Франции (с €78 до €401 за МВт*ч) и Италии (со €103 до €442 за МВт*ч). И в этом, пожалуй, ключевое проявление нынешнего энергокризиса.