СССР вышел на рынок газа Европы еще в конце 1960-х – 1970-х годах, но с небольшими объемами поставок в Австрию. А история Большого экспорта газа началась в 1982 году со строительства большой трубопроводной системы для Западной Европы. С тех пор два поколения европейцев греются от российской газовой печки, контракты выполняются.
Полмиллиарда европейцев и не знали бы об этом, если бы не весь шум вокруг них – политико-психологический. Все чаще возникают конфликты и скандалы, которые в основном происходят в головах политиков и журналистов, но не в системах отопления. СМИ перевоспитать нереально, одна надежда – на здравый смысл. Так что предлагаем серию уроков, чтобы въедливый читатель смог далее сам разбираться в газовой саге и не зависеть от СМИ.
Урок истории Холодной войны
История начала 1980-х во многом похожа на историю «Северного потока 2»: еще на стадии строительства газопровод попал под американские санкции, но проект реализовывался совместно с европейскими странами. Франция массово строила атомные станции, которым был нужен газ для балансировки. Франции и Италии нужен был надежный источник конкурентного газа (в будущем «сибирского»), чтобы сдерживать аппетиты газовиков Алжира и Норвегии. На момент строительства СССР не располагал необходимыми технологиями и оборудованием.
Ведомствам СССР удалось взять кредит под оборудование и сделать соответствующие заказы (компрессоры, трубы, компьютерное оборудование) у немецких, французских, итальянских и британских компаний. Газета The New York Times сухо поведала эту историю, списав европейскую поддержку проекта не на фундаментальные энергетические факторы, а на желание компаний подзаработать на больших контрактах[1].
Европейские компании оказались активно вовлечены в проект, так что США хотя и ввели санкции против всех компаний, поставляющих оборудование для газопровода[2], но уже в следующем году санкции были сняты. Грядущая зависимость Европы от советского газа была туманной, а выгоды того «сегодняшнего дня» были вполне реальными. Фактически европейцы ушли от санкций, а французы, судя по всему, даже национализировали одно предприятие, чтобы оборудовать трубопровод. С тех пор так все и работает.
СССР и европейские страны заключали долгосрочные («Гронингенские») контракты, при этом импортеры оплачивали до 85% годовых поставок в рамках контрактов «бери – или – плати». Долгосрочные контракты решали важную задачу: развитие upstream в СССР и строительство новой инфраструктуры, в том числе в рамках газификации страны. Европейские страны, в свою очередь, гарантированно получали более экологичный (по сравнению с углем и нефтью) и дешевый источник энергии. Особенно это было важно для французов, которые вознамерились решить вопрос энергетической независимости после арабского эмбарго через развитие атомной энергетики. «Гронингенские» контракты, естественно, и принесли в практику европейских стран (и для «Газпрома») резервирование мощностей, сглаживание цен во времени с привязкой к ценам на нефть.
Урок географии
В топливно-энергетическом балансе ЕС газ играет одну из ключевых ролей: в 2020 году на него пришлось 24,5% первичного потребления энергии[3]. Потребность в укреплении энергетической безопасности привела к диверсификации поставок за счет импорта сжиженного природного газа преимущественно из Катара и США; однако, Газпром по-прежнему остается ключевым поставщиком природного газа на европейском рынке (см. табл. 1). У России роль газа много выше – 52% первичной энергии (от ТЭБа). Заметна устойчивость соотношения между запасами газа в ПХГ перед зимним сезоном и масштабами потребления по году в двух важнейших регионах поставки газа из РФ: России и ЕС.
Табл. 1. Потребление, производство, объем ПХГ и общий импорт, млрд м3, доля СПГ и трубопровода в общем импорте и экспорте, %, в России и в Европе
Согласно законам природы, спрос на газ растет во время жаркого лета и холодной зимы, которые в 2020-2021 годах снизили запасы в европейских подземных хранилищах (ПХГ) до минимального уровня. Такие страны, как Венгрия, Италия, Нидерланды, Россия, Румыния и Украина особенно полагаются на газ при сильном отклонении температуры от средних показателей (см. рис. 1). Наиболее близкая к России по средним температурам зимой страна – Финляндия – имеет значительно более высокий ВВП на душу населения и незначительную долю газа в ТЭБе. В любом случае, Россия – одновременно самая холодная страна, небогатая, но и самая зависимая от газа.
Последнее означает сразу несколько важных моментов: низкие выбросы на киловатт-час электроэнергии (выбросы парниковых газов, связанные с использованием угля, в два раза выше); а также огромную ответственность «Газпрома» на внутреннем рынке за надежность энергоснабжения в целом. Можно сказать, что Венгрия, Италия, Нидерланды и Россия де-факто находятся в газовом энергетическом переходе. Но это по доле газа в ТЭБе – примерно так, как это понималось до принятия в 2015 году радикальных политических решений по уходу мира от углеводородного топлива вообще (ЦУР ООН и Парижские соглашения…). Мы намекаем, что более богатым соседям не корректно было требовать от российской стороны в октябре «увеличения дополнительных поставок на европейский рынок» для снижения на нем цен вместо закачки газа в свои домашние ПХГ под гигантское потребление газа в России.
Рис. 1. Доля газа в ТЭБах европейских стран в 2019 г., % (левая шкала), ВВП на душу населения в 2019 г, тыс. текущих долл. (левая шкала); средняя температура в столицах зимой и летом, 0C (правая шкала)
Рис. 1 иллюстрирует большую зависимость от газа российской экономики по сравнению с европейскими странами. Но главным покупателем для компании остается внутренний рынок и обязательства по поставкам для российского населения и промышленности. Другим ключевым обязательством являются долгосрочные контракты и поставки на европейский рынок.
Крупнейшими покупателями (по объемам) российского газа в ЕС являются Нидерланды, Германия и Италия, однако упомянутые страны диверсифицировали свой импорт и полагаются в том числе и на другие поставки природного газа (СПГ). Латвия, Эстония и Болгария импортируют газ в меньших объемах, но на российский газ приходится свыше 75% всех поставок. Несмотря на общее падение потребления и, как следствие, и импорта СПГ, в 2020 году на него пришлось 25% всего импорта природного газа в ЕС[1].
Урок реформ рынка
За последние 40 лет менялась политическая повестка, что оказывало влияние на рынок природного газа. После либерализационных реформ в ЕС «Газпром» был вынужден отказаться от активов в сегменте downstream (доли в заправках) и от попыток выйти на очень выгодный розничный рынок (см. рис. 2). После ужесточения регулирования (по сути дела анти-газпромовского) он обязан предоставлять доступ к трубам третьим лицам, что может создавать курьезные ситуации, о чем свидетельствует кейс газопровода OPAL[2]. Со временем постепенно менялась формула цены в долгосрочных контрактах: от нефтяной индексации к газовой, к спотовым (их доля резко выросла) и даже фьючерсным ценам на хабах.
Но в сохранившихся контрактах на Германию остались две важные для 2021 года особенности. Пересмотр цен идет не немедленно, а с определенным лагом (с месячным шагом – формулы зарыты в контрактах). Сохраняются обязательства «Газпрома» при определенных обстоятельствах (погода и прочее) поставлять больше газа – фактически резервирование мощностей (добычи или запасов в ПХГ). То есть недешевое инвестирование компанией в резервы мощностей (про запас для европотребителя) увязано с некоторой стабильностью цен. Они еще живы на германском рынке, а большая часть стран ЕС ушла на спотовые цены по краткосрочным контрактам с привязкой к цене на газовых хабах (крупнейший в Европе – нидерландский TTF). Считалось, что высокая гибкость обеспечит как равновесие на рынке, так и дешевизну важного топлива и сырья.
Новым фактором неопределенности является энергетический переход и стратегия перехода к углеродо-нейтральной экономике ЕС к 2050 году. Несмотря на то, что ЕС планирует существенно увеличить долю возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в энергобалансе, сложно представить себе этот процесс без резервного топлива. Таковым на ранних этапах может выступить природный газ, а затем водород, в том числе «голубой», то есть полученный из природного газа с применением технологий улавливания углеводорода.
Как мы уже отмечали, реформа либерализации газового рынка в ЕС привела к росту краткосрочной (спотовой) торговли, развитию газовых хабов и изменению формулы ценообразования – от нефтяной индексации к привязке к цене на хабах. Исторически поставки «Газпрома» реализовывались в рамках долгосрочных контрактов с нефтяной индексацией, однако компания адаптируется к новым требованиям европейского рынка.
Несмотря на то, что значительное число долгосрочных контрактов истекает в 2030-х годах, некоторые европейские страны уже подписали новые контракты, гарантирующие долгосрочные поставки (Германия, Австрия, Венгрия[3]). Спотовые цены являются более волатильными, что сулит импортерами выгоды в периоды превышения предложения над спросом, но, вместе с тем, может привести к обратным ситуациям в периоды превышения спроса над предложением. Цены же в рамках долгосрочных контрактов «подстраиваются» под рыночные условия.
Рис. 2 отражает растущую зависимость от импорта в ЕС, которая будет только укрепляться с сокращением добычи в регионе. В то же время диверсификация импорта и превышение предложения над спросом привели к установлению низких цен на крупнейшем хабе в регионе – TTF.
Рис. 2. Внутреннее потребление и импорт природного газа в ЕС, млрд м3 (левая шкала), цены на газ, долл./MBtu (правая шкала).
Отметим, что цена для конечного потребителя – домохозяйств – даже без учета налогов на порядок выше цен на хабах. Она в два-три раза превышает и среднюю цену на границе Германии (BAFA). Несмотря на то, что цены для промышленности находятся на более низком уровне, резкий рост цен на хабах может привести к удорожанию электрогенерации, особенно в условиях естественных ограничений для ВИЭ зимой.
Нижний пик цены на импортный газ в ЕС пришелся в 2020 году на лето – около $100 за 1 тыс. м3. С падением спроса и цен на газ с $211/тыс. м3 в 2019 г. до $143/тыс. м3 в 2020 году у «Газпрома»[1], как следствие, сократилась и чистая общая выручка: с 7,66 трлн рублей[2] до 6,32 трлн рублей[3] (-17,5%). Заметим, что и рынок, и СМИ встретили это без драматических комментариев.
Взлет импортных цен (но не энергетический кризис) ЕС идет с лета 2021 года не в реальном потреблении или физических объемах, а в сфере цен. Он обусловлен целым рядом факторов, среди которых рост спроса на газ в Азии, неоднородное восстановление мировой экономики, погодные условия, а также слишком большие надежды ЕС на ВИЭ. В 2020-2021 годах «Газпром» свои контрактные обязательства по поставкам на внутренний и внешние рынки выполнял в полном объеме[4]. Однако возможности торговли на краткосрочной основе были ограничены значительным приростом потребления в России. Несмотря на то, что в 2021 году, по прогнозам, «Газпром» выйдет на рекордные объемы добычи природного газа, внутреннее потребление в РФ также достигнет рекордно высокого показателя[5]. Кроме того, в текущем году «Газпром» обеспечивал достаточный уровень заполненности ПХГ в России и, видимо, частично замещал на внутреннем рынке уголь, который в больших объемах уходил в Китай. Таким образом, возможности для наращивания экспортных поставок через спотовые контракты у компании были сильно ограничены летом – осенью, зато можно рассматривать эти запасы и как резерв для долгосрочных контрактов в ЕС.
Уроки оживления без ветра
ВВП всех крупных экономик мира (кроме Китая) в 2020 году сократился, но если в ЕС это сокращение сопровождалось уменьшением поставок СПГ, в Азиатско-Тихоокеанском регионе (АТР) наблюдался прирост поставок на 3,3%. Последний был обеспечен не только быстрым восстановлением китайской экономики, но и спросом в Индии, Сингапуре, Таиланде и Малайзии. На рынке природного газа АТР при этом доминируют долгосрочные контракты с привязкой к цене на нефть, а цены на газ исторически являются самыми высокими в мире. В контексте энергетического перехода и сокращения выбросов парниковых газов можно ожидать дальнейшего роста спроса в регионе по мере перехода с угля на газ. Экономический подъем в Азии, если не произойдет ничего экстраординарного, не оставляет больших надежд на внезапный возврат СПГ из Азии в ЕС с повинной и дешево…
В 2020 году потребление природного газа в ЕС сократилось на 3,1%, цена на крупнейшем хабе упала на 31%, составив $3,1/млн БТЕ[6]. Падение цены и сокращение поставок не могли не отразиться на финансовых показателях «Газпрома», как ключевого экспортера. Вместе с тем, потребители, отдающие предпочтение краткосрочной торговле и привязке к цене на хабах, оказались в выигрыше. Кроме того, наблюдалось существенное сокращение инвестиций в энергетику, особенно в нефтегазовый upstream[7], с $475 млрд в 2019 году до $326 млрд в 2020 году. Отсутствие инвестиций, необходимых для минимизации издержек и развития новых технологий, еще может сказаться в будущем на ценах на углеводороды. На данный момент оно отражает общее стремление к энергетическому переходу, но при заметном отсутствии должной на то подготовки[8]. Несмотря на то, что, по прогнозу МЭА, в 2021 году инвестиции в нефтегазовый сектор вырастут (до $351 млрд), уровня 2019 года они, похоже, не достигнут.
Прошлый год был кризисным для мировой экономики в целом и особенно для отдельных отраслей (туризм, транспорт, досуг), что неизбежно сказалось на спросе на энергоресурсы и, как следствие, на ценах. Но уже в 2021 году наблюдается повсеместное оживление, которое имеет свою специфику. Наиболее пострадавший сектор – сектор услуг – восстанавливается не так быстро, как промышленность[9]. Эта особенность восстановления имеет разные следствия для рынков газа и нефти, поскольку промышленность (а не транспорт) является ключевым потребителем газа в мире. По этой причине потребление газа в 2020 году сократилось меньше, чем потребление нефти, а спрос на него в 2021 году в меньшей степени определяется локдаунами и восстановлением авиасообщения.
Несмотря на существующие ограничения, согласно прогнозу МЭА, прирост потребления газа в Европе в 2021 году составит 4,5%. Годовой прирост обусловлен значительным приростом в I и во II кварталах. Но уже в III квартале наблюдается сокращение потребления преимущественно за счет переключения с газа на уголь в электрогенерации и использования атомной энергии.[10]
Активное оживление в Азии привело к росту спроса на СПГ в регионе, а возросшая цена обеспечила перенаправление катарских и американских поставок в АТР (см. рис. 3).
В июле 2021 года экспорт СПГ в АТР находился на уровне января 2020 года, по сравнению с июлем 2020-го прирост составил 14%. При этом доля США существенно возросла: с 5,7% до 13%, а объемы поставок увеличились в два раза.
Рис. 3. Общий экспорт СПГ в Азию, млрд м3 (правая шкала), экспорт СПГ в Азию США, Катара и РФ, млрд м3 (левая шкала)
Поставки СПГ в Европу в июле 2021 года по сравнению с январем 2020 года сократились более чем в два раза (см. рис. 4), по сравнению с июлем 2020 года – почти на 50%. Несмотря на то, что поставки Катара также уменьшились, его доля в общем экспорте выросла с 26% в январе 2020 года до 41% в июле 2021-го. Доля США за обозначенный период сократилась с 22% до 11%. Разрыв между объемом импорта СПГ и трубопроводного газа значительно возрос, поскольку трубопроводные поставки из РФ находились на стабильном уровне (годовой прирост на 3% в июле 2021 года), а импорт СПГ сильно сокращался.
Рис. 4. Общий экспорт СПГ в Европу; трубопроводный экспорт РФ в Европу, млрд м3 (правая шкала), экспорт СПГ в Европу США, Катара и России, млрд м3 (левая шкала).
В первом полугодии 2021 года цены в Европе оставались ниже азиатских цен, делая рынок АТР более привлекательным для экспортеров (см. рис. 5). Средние цены реализации газа «Газпромом» в России в 2020 году составили $57,7 /тыс. м3 (результат девальвации рубля – для внутренних потребителей это недешево)[1]. Отметим, что рост наблюдается во всех регионах, но в Северной Америке (Henry Hub) он является наименее значимым. Задолго до осеннего кризиса на рынке газа в ЕС цены превзошли уровень не только 2020 года, но и предкризисного 2019-го.
С марта по июль под кампанию против «Северного потока – 2» американский газ ушел в Азию по глубоко либеральным мотивам более высокой доходности. К августу рост цен в связи с уходом СПГ в Азию по объективным причинам уже начинают приписывать действиям «Газпрома». Выглядело это в исполнении СМИ и ряда политиков так, будто после всех действий европейских регуляторов против какой-либо его роли в ценообразовании на рынках ЕС «Газпром» внезапно мог бы принять на себя ответственность за сбивание высоких спотовых цен на чужом рынке.
Рис. 5. Цены на газ, долл./млн БТЕ[2]
Зима близко
Если искать энергетический кризис в 2021 году, то это не газ в ЕС, а кризис предложения ВИЭ в силу погодных аномалий. Человечество столкнулось с волнами жары (Европа), наводнениями (Европа и Азия), ураганами (США), пожарами (Канада, Южная Европа), засухами (Бразилия, Китай) и другими аномальными погодными явлениями. В ЕС низкая скорость ветра (на 1,2 м/с ниже средней во втором квартале 2021 года) совпала с аномально жаркой погодой весной и летом, что естественно сопровождалось ростом потребления энергии для охлаждения помещений. По данным Financial Times, только в северной Европе сила ветра в 2021 году снизилась в среднем на 15%[1].
Европейские компании докладывают о значительном снижении выработки энергии ветряками в Дании, Великобритании, Германии[2]. Загрузка мощностей в ветровой энергетике в Германии в первой половине 2021 года составила 21%, что значительно ниже аналогичного показателя в 2020 году – 27,4% (в 2019-м – 25,2%)[3].
С учетом прогрессирующего изменения климата частота аномальных явлений может увеличиться, что может оказывать в будущем влияние на выработку электроэнергии на базе ВИЭ. В ЕС в этом году существенно сократилась выработка энергии на ветровых станциях, а в Китае и в Бразилии – на ГЭС. Показательно то, что использование угля для электрогенерации по итогам года, скорее всего, вырастет и в мире, и в ЕС.
Рис. 6. Производство электроэнергии по источникам в ЕС, изменение к IV кварталу 2019 года
Несмотря на намерение отказаться от ископаемого топлива для сокращения выбросов на глобальном уровне, волатильность выработки электроэнергии и ее зависимость от погодных явлений остаются ключевыми нерешенными задачами. При сокращении использования ископаемого топлива в перспективе до 2030 года вопрос о балансировке спроса зимой и в условиях погодных аномалий, влияющих на выработку ВИЭ, может стать серьезной проблемой и потребовать резервных мощностей.
Другим важным фактором, способствовавшим возникновению ажиотажа и росту цен, является наполненность европейских хранилищ (ПХГ). Как иллюстрирует рис. 7, зимой 2020 года, которая оказалась холодной, запасы природного газа в хранилищах начали стремительно сокращаться, к весне достигнув минимальных уровней. К ноябрю 2021 года средний уровень наполненности ПХГ в ЕС все еще оставался ниже аналогичного показателя 2020 и 2019 годов, а в отдельных странах (Нидерланды, Австрия) разница была особенно значительной.
Поскольку мы не знаем, какова все же будет степень суровости зимы в России и ЕС, то ссылки на низкую наполненность ПХГ выглядят идеальным предлогом для взлета цен. Но в прошлые годы колебания этого показателя явно не влияли на цены, так что такая резкая реакция выглядит несколько странно. Повторим – нехватки энергии в ЕС нет, а есть удорожание цены закупок энергокомпаниями на рынке, с последующей поставкой электроэнергии и газа розничным потребителям по не всегда гибким контрактам. В результате уже в сентябре началось сокращение потребления природного газа промышленностью ЕС, в октябре 2021 года падение относительно 2019 года составило 12%[1]. Это, помимо прочего, может замедлить посткризисное восстановление в ЕС, сделав его слишком дорогостоящим, но это не ограничение по энергии, а резкое удорожание спотовых цен. При этом «Газпром» с его формулами сглаживания по долгосрочным контрактам в данный период зарабатывает относительно меньше других поставщиков (в расчете на единицу объема).
Рис. 7. Уровень наполненности ПХГ, % (левая шкала), цены TTF, долл./млн БТЕ (правая шкала)
Разумеется, придумать другого виноватого в данной необычной ситуации на газовом рынке Европы (оживление экономики, отсутствие ветра, уход СПГ в Азию, особенности спотового рынка) – сложновато. Легче кивать на «Газпром», хотя в бизнесе и консалтинге к нему вообще нет никаких претензий. По мнению авторов, уровень наполненности хранилищ не является критичным или достаточно низким для возникновения ажиотажа на рынке. Более того, цены на TTF росли по мере наполнения ПХГ по всей Европе.
Для поставок на европейский рынок «Газпром» использует свои ПХГ на территории ЕС. По заявлениям компании, уже в начале ноября она приступила к закачке газа в эти хранилища, завершив заполнение российских ПХГ[1]. Неопределенность относительно температур зимой 2021-2022 года сохраняется, что толкает игроков покупать газ на спотовом рынке по рекордно высоким ценам. По сообщениям от старшего научного сотрудника Оксфордского института энергетических исследований Катерины Яфимава,[2] на конец ноября запасов в ПХГ ЕС достаточно для того, чтобы по объемам физического потребления газа пережить «нормальную» зиму без инцидентов.
На конец ноября энергетический кризис разворачивается не в ЕС, а в Китае в связи с переходом промышленности с угля на газ, нехваткой воды на ГЭС и отсутствием необходимых объемов и инфраструктуры на фоне экономического подъема. В ЕС энергетический переход связывают, в первую очередь, с развитием ВИЭ, а не с быстрым наращиванием объемов потребляемого газа.
Тенденция перехода к краткосрочным контрактам, получившая распространение в ЕС после проведения либерализационных реформ, приносит выгоды потребителям в периоды низких цен. Кроме того, дальнейший отказ ЕС от ископаемого топлива (в том числе от природного газа), развитие ВИЭ, а также возможное замещение природного газа «зеленым» водородом[3] будут способствовать в долгосрочной перспективе сокращению потребления природного газа. В этом контексте краткосрочная торговля имеет множество преимуществ, однако в периоды высокого спроса в других регионах, до перехода к климатически нейтральной экономике, ЕС может столкнуться с необходимостью покупать природный газ по более высоким ценам, чем хотелось бы потребителям в промышленности и семьям.
Выводы
Ключевыми обязательствами для «Газпрома» являются два огромных «контракта»: поставки на внутренний рынок России и в ЕС в рамках долгосрочных контрактов. Несмотря на то, что текущий кризис является по большей части «кризисом СМИ», в дальнейшем возникновение подобных кризисов нельзя исключить.
К февралю – марту 2022 года существует ряд источников и способов доставки газа в ЕС и, увеличивая закачку в свои ПХГ в Германии, «Газпром» готовится к выполнению своих зимних контрактов, а покупатели в ЕС продолжают надеяться на теплую зиму. Германские инстанции, не торопясь, переносят даты регистрации «Северного потока – 2» так, что он может и не успеть к зиме, без ускорения бюрократических процессов. Поскольку «Газпром» в любом случае обязан выполнить долгосрочные контракты, то основания для спокойствия, конечно, есть. Однако, судя по скачку цен вверх на споте 16.11 после задержки с регистрацией, эта зима окажется дорогой для всех европейских потребителей. Но принципы, видимо, важнее. Однако в экономике ЕС расчет был на дешевый газ как результат либерализации с целью обеспечения конкурентоспособности своей промышленности на мировом рынке. Неожиданно резкий взлет цен осенью 2021 года уже привел к сокращению потребления газа в промышленности ЕС – можно ожидать шоковой рецессии (надеемся, только в отраслях с большой зависимостью от газа как сырья). Но сокращение спроса на газ в ЕС из-за высоких цен – классика учебников – может означать и сокращение нагрузки на импорт и ПХГ – нет худа без добра.
Риски в долгосрочном плане зависят от взаимодействия множества факторов, наиболее значимыми из которых являются отказ от долгосрочных контрактов, высокий спрос на СПГ и трубопроводный газ в других регионах и странах. Ну а частоту и силу погодных аномалий трудно предугадать. Применительно к ведущему (уже 40 лет!) поставщику Европы по газу, на который в ЕС наложено много разных регуляторных ограничений, стоит вспомнить английскую поговорку: «Нельзя одновременно иметь пирог и есть его». И вспомним 1982 год – тогда была серьезная Холодная война между двумя вооруженными блоками, но такой истерики, как этой осенью, сорок лет назад явно не было…
ЛЕОНИД ГРИГОРЬЕВ, профессор НИУ ВШЭ
ДЖАННЕТА МЕДЖИДОВА, преподаватель Департамента мировой экономики НИУ ВШЭ
[1] «Газпром» начинает закачку газа в европейские ПХГ. 2021. РИА Новости. URL: https://ria.ru/20211108/gaz-1757987546.html
[2] Germany suspends Nord Stream 2 certification delaying commissioning well into 2022. NewEurope. 17.11.2021. URL: https://www.neweurope.eu/article/germany-suspends-nord-stream-2-certification-delaying-commissioning-well-into-2022/
[3] Т.е. водородом, полученным при помощи ВИЭ.
[1] Dezem, V. EU Industry Starts to Cut Gas Demand Amid Soaring Prices. Bloomberg. 11.10.2021. URL: https://www.bloomberg.com/news/articles/2021-10-11/eu-industry-starts-to-cut-gas-demand-amid-soaring-prices
[1] Bernard S. 2021. Europe’s electricity generation from wind blow off course. Financial Times. URL: https://www.ft.com/content/d53b5843-dbe0-4724-8adf-75c66127ea80
[2] Stevens, S. UK energy titan SSE says low wind, driest conditions in 70 years hit renewable generation. 29.09.2021. URL: https://www.cnbc.com/2021/09/29/sse-says-low-wind-dry-conditions-hit-renewable-energy-generation.html
[3] 21% capacity untilization of wind power stations in the first half of 2020. Press release. Statistisches Bundesamt. URL: https://www.destatis.de/EN/Press/2021/10/PE21_N062_41.html;jsessionid=3559AD4CFACA4ECA5257A4C2AF16D3BC.live711
[1] Россия. ПАО Газпром. URL: https://www.gazprom.ru/about/marketing/russia/
[2] Цены для промышленности и домохозяйств ЕС не включают в себя налоги.
[1] Europe. Marketing. Gazprom. URL: https://www.gazprom.com/about/marketing/europe/
[2] ПАО Газпром. Годовой отчет. 2019 . URL: https://www.gazprom.ru/f/posts/77/885487/gazprom-annual-report-2019-ru.pdf
[3] ПАО Газпром. Годовой отчет. 2020. URL: https://www.gazprom.ru/f/posts/57/982072/gazprom-annual-report-2020-ru.pdf
[4] Horton, J. 2021. Europe gas prices: how far is Russia responsible? BBC. URL: https://www.bbc.com/news/58888451
[5] Russia to set new domestic gas consumption record in 2021, says Novak. 16.10.2021. TASS. Russian news agency. URL: https://tass.com/economy/1350411
[6] BP Statistical Review of World Energy. 2021.
[7] IEA. 2021. World Energy Investment. P. 6. URL: https://iea.blob.core.windows.net/assets/5e6b3821-bb8f-4df4-a88b-e891cd8251e3/WorldEnergyInvestment2021.pdf
[8] Меджидова Д.Д. 2021. Энергопереход и трансформация специфичности европейского газового рынка // Вестник международных организаций. Т. 16. № 3.
[9] Григорьев Л.М., Меджидова Д.Д. 2021. Осень надежд: какое влияние окажет нынешний уровень цен на нефть на развитие экономики? URL: https://tekface.ru/2021/11/01/osen-nadezhd-kakoe-vliyanie-okazhet-nyneshnij-uroven-cen-na-neft-na-razvitie-ekonomiki/
[10] IEA. Gas market report Q4-2021. IEA. URL: https://iea.blob.core.windows.net/assets/261043cc-0cb6-498b-98fa-a1f48715b91f/GasMarketReportQ42021.pdf — P. 73.
[1] European Commission. 2020. Quarterly Report on European Gas Markets. Vol. 13. P. 3. URL: https://ec.europa.eu/energy/sites/default/files/documents/quarterly_report_on_european_gas_markets_q2_2020.pdf
[2] Шаститко, А.Е., Курдин, А.А. Функциональное и инструментальное в определении рынка: лаборатория естественных экспериментов на Балтике // Балтийский регион. – 2018. – Т. 10. – № 2.
[3] Elijah, D. 2021. Gazprom long-term gas contracts to drop 30% by 2030. ICIS. URL: https://www.icis.com/explore/resources/news/2021/07/09/10658146/gazprom-long-term-gas-contracts-to-drop-30-by-2030
[1] Lewis, P. 1982. A Soviet project tempts Europe. New York Times. URL: https://www.nytimes.com/1982/05/30/business/a-soviet-project-tempts-europe.html
[2] DeSouza, P. 1984. The Soviet Gas Pipeline Incident: Extension of Collective Security Responsibilities to Peacetime Commercial Trade // Yale Journal of International Law. URL: https://digitalcommons.law.yale.edu/yjil/vol10/iss1/8/
[3] BP. 2021. Statistical Review of World Energy.