Введение

Энергетический переход Германии, известный как «Energiewende», стал одним из наиболее амбициозных и масштабных национальных проектов в области климатической и энергетической политики XXI века. Фокус на ускоренном развитии возобновляемых источников энергии при одновременном поэтапном отказе от атомной и угольной генерации не только трансформировало внутреннюю энергоструктуру страны, но и оказало глубинное структурное воздействие на общеевропейский рынок электроэнергии. Несмотря на обширную самостоятельную электрогенерацию странами ЕС, многие из них не в состоянии покрыть энергетические нужды страны в полном объеме, из-за этого 16 государств Европейского союза так или иначе вынуждены импортировать электроэнергию из других стран.

Среди европейских государств существуют традиционные экспортеры и импортеры электроэнергии, зачастую страны могут меняться местами, однако существуют и те, кто экспортирует или импортирует электроэнергии в течение 10 и более лет. Исходя из этого, можно сделать вывод, что европейский рынок электроэнергии существует как единый и неразделимый механизм. Интегрированная природа рынка электроэнергии ЕС означает, что ключевые решения, принимаемые в Берлине, неизбежно отражаются на балансе спроса и предложения, конфигурации товарных потоков и, в конечном счете, на ценах для потребителей от Варшавы до Рима. Активное субсидирование ветровой и солнечной генерации в Германии, модифицируя работу общеевропейского ценового механизма, оказывало понижающее давление на оптовые биржевые цены. В то же время, вывод стабильных базовых атомной и угольной мощностей и растущая зависимость от «непостоянных» ВИЭ усилили волатильность и повысили риски дефицита мощности в периоды «штиля», когда солнечные панели и ветровые мельницы не могут вырабатывать или вырабатывают чрезмерно низкое количество электроэнергии в силу погодных условий, что создало новые вызовы для ценовой стабильности и безопасности поставок в соседних энергосистемах.

Таким образом, энергетическая политика Германии породила своеобразный «эффект домино» в рамках ЕС. С одной стороны, она стимулировала декарбонизацию и конкурентное снижение цен в часы высокой генерации от ВИЭ. С другой — способствовала росту премий за надежность и маневренность, перераспределила финансовые потоки на рынке мощности и увеличила нагрузку на трансграничные сети, затраты на содержание которой также инкорпорируются в конечные тарифы.

Методологическая основа исследования

В процессе работы применялись такие общенаучные методы, как сравнительный, теоретико-методологический, статистический, синтез, аналогия и обобщение.

Информационно-эмпирическую базу исследования составили труды российских и зарубежных учёных, диссертационные работы по изучаемой проблеме, монографии, журналы, аналитические отчёты, статистические данные, опубликованные Федеральным сетевым агенством Германии и Потсдамским институтом исследований воздействия на климат, а также материалы международных научно-практических конференций.

Влияние «зеленой» политики Германии на трансформацию рынка электроэнергии ЕС

Подавляющее большинство стран Европейского союза интегрированы в единый энергетический рынок, где ценообразование на электроэнергию носит трансграничный характер. Соответственно, национальная энергетическая политика одного из ключевых игроков, такого как Германия, оказывает существенное влияние на ценовые условия во всем регионе. Следует подчеркнуть, что проводимый Германией курс «Energiewende», направленный на ускоренный вывод из эксплуатации атомных и угольных электростанций и масштабное внедрение возобновляемых источников энергии, стал одним из главных драйверов трансформации рынка ЕС. Активное использование энергии ветра и солнца, будучи экологическим императивом, одновременно реструктуризирует традиционные цепочки генерации и логистики, что в долгосрочной перспективе влияет на формирование цен для конечных потребителей. Такой курс неминуемо отразился и на выработке электроэнергии в Германии, что представлено в таблице 1.

Таблица 1

Баланс электрической энергии Германии 2018-2023, млн. кВтч/ч

Источник: Федеральное сетевое агенство Германии, URL: https://www.bundesnetzagentur.de

          Исходя из данных таблицы 1, можно сделать вывод, что общая выработка электроэнергии постепенно снижается. Несмотря на рост в 2021 году, общая тенденция идет к понижению выработки электроэнергии. Стоит также отметить, что с 2018 года выработка электроэнергии из возобновляемых источников набирает стремительный рост. Снижение общей выработки электроэнергии в Германии в первую очередь связано с полным отказом от ядерной энергии и вывода из эксплуатации всех существующих в стране АЭС. В «лучшие годы» для атомной энергетики Германии на ее долю приходило 22% от общей электрогенерации в стране, что служило серьезным оплотом для обеспечения энергетической безопасности страны. С 2011 по 2023 годы генерация атомной энергии сократилась в 3 раза и достигла 6% от энергобаланса страны. Несмотря на достаточно символичные цифры в последние годы работы АЭС в Германии, они по-прежнему оставались ключевыми в силу недостаточного ввода возобновляемых источников энергии. Логичным следствием закрытия АЭС в Германии стало снижение общей электрогенерации. Во-вторых, существенную роль в снижении электрогенерации Германии сыграло массовое закрытие угольных электростанций, что также отразилось на общей электрогенерации.

Вследствие энергетического перехода и поэтапного отказа от традиционных источников энергии Германия стала крупным импортером электроэнергии в Европе, что неминуемо отразилось на ценах во всем Европейском союзе, так как подавляющее большинство стран ЕС также вынуждены импортировать электроэнергию из других стран. Соответственно, данное решение привело к непременному возрастанию цен на электроэнергию во всем ЕС.

Политика Германии по форсированному развитию возобновляемых источников энергии и отказу от атомной и угольной генерации стала ключевым драйвером трансформации всего рынка электроэнергии Европейского Союза. Это влияние реализуется через несколько взаимосвязанных каналов, оказывающих разнонаправленное воздействие на цены в соседних странах. Наиболее прямой механизм — эффект изменения порядка диспетчеризации. Массовый ввод в Германии солнечной и ветровой генерации с нулевыми предельными издержками привел к тому, что в часы высокой ветровой и солнечной активности кривая предложения на общеевропейском рынке сдвигается вправо.

Дешевая электроэнергия из Германии физически поступает в сети соседних государств, вытесняя с рынка более дорогую генерацию, например, газовые или угольные электростанции в Польше или Чехии. Однако такое явление происходит не так часто и носит стихийный характер, так как во многом зависит от погодных условий и времени суток. Например, в ночные часы производство электроэнергии от энергии ветра зачастую достигает своего пика и Германия может экспортировать большое количество выработанной электроэнергии, это оказывает понижающее давление на оптовые спотовые цены во всей связанной энергосистеме континентальной Европы. Однако данный эффект носит ситуативный и нестабильный характер, создавая ценовые преимущества для потребителей лишь в определенные часы, но не обеспечивая долгосрочной ценовой стабильности. Также, из-за того, что большая выработка электроэнергии приходится на ночные часы, она не пользуется таким спросом по сравнению с дневным потребление, поэтому стихийная подача электроэнергии на спотовые рынки приводит скорее к дестабилизации цен, чем укреплению энергетической безопасности.

Говоря о трансграничном влиянии энергетического перехода Германии на цены на электричество в других странах ЕС, стоит отметить, что с отказом от традиционных источников энергии и повсеместным введением ВИЭ Германия стала сильным импортером электроэнергии из соседних государств. Основной импорт электроэнергии приходится на дневные часы во время пикового потребления электроэнергии, когда солнечные панели и ветровые мельницы не могут предоставить такого большого объема электроэнергии, в отличие от газовых или атомных электростанций СЭС и ВЭС не могут регулировать объем вырабатываемой энергии, что и приводит либо к переизбытку энергии в ночные часы, либо к недостатку электричества в дневное время.

В период с 2020 года Германия, как и другие европейские государства, столкнулись с серьезными вызовами в области обеспечения энергетической безопасности, на это повлияли следующие факторы. Во-первых, Германия превратилась из страны с избыточной генерации электроэнергии в убыточную, что также дестабилизировало цены на электроэнергию в Европе, так как спрос стал значительно выше за счет включения Германии в список импортеров электроэнергии. Во-вторых, следует отметить нарастающий тренд на «озеленение» энергетики среди европейских государств, что также отразилось на ценах на электричество в Европе, так как некоторые страны столкнулись со схожими проблемами, что и Германия. В-третьих, значительную роль в ценообразовании на рынках электроэнергии также сыграло повышение потребления электроэнергии во всех европейских странах, что напрямую связано с массовой цифровизацией и увеличением электрических приборов во всех сферах жизни людей. В этом контексте также следует упомянуть курс Европейского Союза на отказ от двигателей внутреннего сгорания на автомобилях, в связи с большими льготами от государств и большой популярностью спрос на электромобили кратно вырос, а за этим последовало и увеличение потребления электроэнергии. В совокупности данных факторов спрос на электричество крайне сильно вырос, однако не все государства в состоянии развить свою инфраструктуру в таких объемах и с новыми требованиями ЕС. Для сравнения цен на электроэнергию в европейских странах на рисунке 1 приведены оптовые цены на электроэнергию в 2020 и 2025 годах:

Рисунок 1. Цены на электроэнергию в странах Европы в 2020 и 2025 годах.

Источник: Eurostat, URL: https://ec.europa.eu/eurostat

Исходя из данных рисунка 1, можно заметить, что оптовые цены во всех европейских государствах выросли минимум на 10-15%, в отдельных случаях разница в цене доходит до 35%, как в случае с Германией. Динамика цен на электроэнергию в Европе в период с 2020 по 2025 год представляет собой сложный результат взаимодействия долгосрочной структурной трансформации энергосистем и череды беспрецедентных внешних шоков. Начало десятилетия ознаменовалось амбициозными планами ускоренной декарбонизации в рамках Европейского зеленого курса, однако последующие события выявили глубинные системные уязвимости. Германия, проводящая наиболее масштабный и радикальный национальный энергетический переход, оказалась не только в эпицентре кризиса, но и ключевым фактором, определившим его интенсивность и трансграничные последствия для всего Европейского союза. Данный анализ показывает, как внутренняя политика Германии, направленная на отказ от атомной и угольной генерации при ускоренном развитии ВИЭ, создала структурные предпосылки для ценового шока, который был спровоцирован геополитическими событиями 2022 года и привел к пересмотру основополагающих принципов европейской энергетической безопасности и рыночного дизайна.

После спада цен во время пандемии COVID-19 в 2020 году, уже к середине 2021 года европейский рынок электроэнергии вступил в фазу восстановительного роста, предшествовавшую острому кризису. Этот рост был обусловлен опережающим восстановлением спроса на фоне ограниченного предложения энергоносителей, в первую очередь природного газа, цены на который начали уверенный рост. Именно в этот период стали очевидны последствия энергетической политики Германии. Решения об ускоренном выводе из эксплуатации атомных мощностей после Фукусимы и установленные графики отказа от угольной генерации привели к сокращению значительных объемов базовой мощности. Хотя доля ВИЭ неуклонно росла, их повсеместный характер увеличил зависимость системы от гибкой генерации, роль которой в Германии и соседних странах все чаще выполняли газовые электростанции.

Сокращение поставок российского трубопроводного газа в 2022 году привели к взрывному росту цен на газ на спотовых рынках TTF, что мгновенно транслировалось в цены на электроэнергию, особенно ощутимо это стало заметно на ценах на электроэнергию для домохозяйств. В условиях интегрированного рынка ЕС газ стал ценообразующей составляющей для рынка электроэнергии, это вывело оптовые цены в Германии и напрямую связанных с ней странах на беспрецедентный уровень, достигший пика летом 2022 года.

Низкая маржинальная стоимость ВИЭ не могла компенсировать этот эффект в безветренные и пасмурные периоды, когда выработка солнечных и ветровых парков падала. В результате политика энергетического перехода, изначально нацеленная на снижение выбросов и долгосрочную экологическую устойчивость, в краткосрочной перспективе усугубила последствия энергетического шока. Высокие цены из Германии, выступающей в роли крупнейшего потребителя и хаба, напрямую транслировались в соседние страны, включая Польшу, Чехию, Австрию и Францию, независимо от структуры их собственной генерации. Франция, например, столкнулась с конвергенцией цен, несмотря на проблемы в своем атомном парке, что наглядно продемонстрировало взаимозависимость и взаимное усиление проблем в крупнейших энергосистемах ЕС. Больше всего от последствие энергетического перехода Германии пострадали Чехия и Польша, так как они имеют обширные совместные электрические сети и в условиях кризиса на рынке газа последствия стали болезненными.

К 2023-2024 годам острая фаза кризиса миновала, цены на газ и электроэнергию отступили от исторических максимумов, однако стабилизировались на уровне, в несколько раз превышающем средние значения докризисного периода 2015-2020 годов. Сформировалась «новая норма», фундаментально отличающаяся от прежней. Эта норма отражает не только сохраняющуюся высокую стоимость импортного сжиженного природного газа, но и структурные издержки, заложенные энергетическим переходом под немецким влиянием. Окончательный отказ Германии от атомной энергетики в апреле 2023 года и продолжение вывода угольных мощностей означают, что значительный объем стабильной генерации безвозвратно утерян. Кроме того, массовое развитие ВИЭ, хотя и дает больше часов с низкими или даже отрицательными ценами, требует колоссальных сопутствующих инвестиций: в усиление и цифровизацию сетей, в накопители энергии, в резервные мощности и сложные системы балансировки систем. Финансирование этих системных инвестиций ложатся на конечного потребителя через сетевые тарифы и различные государственные налоги, как, например, в Германии.

Заключение

Подводя итоги, можно сказать, что последствия кризиса и роль немецкой политики в нем спровоцировали масштабные изменения на уровне ЕС. Планы ЕС были направлены на ускорение внедрения ВИЭ, диверсификацию поставок и попытку отделения цены на электроэнергию от цены на газ для генерации с низкой маржинальной стоимостью. Однако структурное наследие, сформированное под влиянием траектории энергетического перехода Германии, остается: повышенная волатильность, зависимость от погодных условий и сохраняющаяся необходимость в гибких резервах на ископаемом топливе. Можно сказать, что период 2020-2025 годов стал демонстрацией того, как национальная энергетическая политика крупнейшей экономики региона может создать системные предпосылки для общеевропейского кризиса в условиях внешнего шока. Выход на новое, более высокую ценовую планку является отражением реальных долгосрочных издержек глубокой декарбонизации, путь к которой в значительной степени был проложен решениями, принятыми в Берлине. Это подчеркивает императив более тесной координации энергетической политики, инфраструктурного планирования и механизмов солидарности на уровне Европейского союза для управления рисками и справедливого распределения затрат в ходе энергетического перехода.