Энергетическая система Германии вновь оказалась под угрозой — на этот раз из-за надвигающегося коллапса инфраструктуры подземного хранения газа. После прекращения многолетних поставок природного газа из России страна столкнулась с тем, что эксплуатация газохранилищ перестала быть экономически целесообразной. Крупнейшие операторы — Uniper, VNG, Sefe и EWE — всерьёз рассматривают возможность вывода части своих мощностей из эксплуатации.
Такой шаг, если он будет массовым, поставит под сомнение надёжность газоснабжения в зимние месяцы и ослабит всю европейскую энергетическую архитектуру.
Ранее хранение газа в ФРГ было устойчивым и прибыльным сегментом рынка. Летом, в период низкого потребления, операторы закупали топливо по минимальным ценам и закачивали его в подземные резервуары. Зимой, когда спрос резко возрастал, газ извлекался и продавался по более высоким тарифам.
Эта модель сезонного арбитража обеспечивала не только прибыль частным компаниям, но и стабильность энергосистемы в целом. Основу такой стабильности составляли долгосрочные контракты с российскими поставщиками, прежде всего с "Газпромом", где цены были привязаны к нефтяному индексу и оставались предсказуемыми.
Однако после 2022 года ситуация кардинально изменилась. Отказ от российского газа — не зафиксированный юридически, но фактически реализованный через санкции, прекращение контрактов и политическое давление — привёл к полной переориентации на спотовый рынок СПГ.
В результате цены на газ в Европе утратили сезонную цикличность и стали отражать глобальную конъюнктуру: колебания спроса в Азии, стоимость фрахта, геополитические риски и загруженность терминалов. Летние закупки перестали быть дешёвыми — их приходится совершать в условиях дефицита и под давлением нормативных требований, согласно которым к 1 ноября хранилища должны быть заполнены минимум на 80%.
Зимние пики, в свою очередь, сглаживаются за счёт энергосбережения, возврата к углю и расширения использования возобновляемых источников энергии. В итоге разница между летними и зимними ценами — ключевой источник дохода для операторов — почти исчезла.
При этом стоимость импорта резко возросла. Если до 2022 года средняя цена российского трубопроводного газа в Европе составляла 150–250 долларов за тысячу кубометров, то в пик кризиса — в 2022 году — цены на СПГ на хабе TTF превышали 3000 долларов. Даже сейчас, в 2025 году, они в 2–3 раза выше докризисного уровня. Кроме того, логистика СПГ в принципе менее гибкая: она требует развитой инфраструктуры терминалов (которую Германия начала строить только в период кризиса), зависит от глобального рынка танкеров и уязвима к сбоям в ключевых морских коридорах, таких как Красное море или Ормузский пролив.
На этом фоне эксплуатация газохранилищ стала убыточной. Высокие расходы на обслуживание, сетевые тарифы и жёсткие регуляторные обязательства делают бизнес-модель нежизнеспособной. Яркий пример — хранилище Uniper в Брайтбрунне, заполненное к концу сентября 2025 года лишь на 58%. Компания уже подала заявку на его закрытие, признав, что продолжение работы невозможно без гарантированного источника дохода. Между тем именно такие объекты способны обеспечить до 60% пикового зимнего потребления газа в стране.
Кабинет министров в Берлине пока сохраняет спокойствие, заявляя об отсутствии рисков для энергетической безопасности и ссылаясь на поставки из Норвегии и собственные СПГ-терминалы. Однако эксперты предупреждают: даже при достаточных объёмах импорта отсутствие внутренних резервов делает систему крайне уязвимой.
Автор - Наталья Денисенкова, кандидат политических наук, доцент кафедры политического анализа и социально-психологических процессов РЭУ им. Г. В. Плеханова
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией | При копировании ссылка обязательна | Нашли ошибку - выделить и нажать Ctrl+Enter | Жалоба