Жанар Абдархманова 
Волатильность мировых цен на газ, вызванная геополитической напряженностью, например, гипотетическим конфликтом в Иране в 2026 году и возможным срывом поставок СПГ через Ормузский пролив, напрямую отражается на европейских рынках электроэнергии. Даже без физических перебоев в поставках одна лишь премия за риск, заложенная в газовые котировки, способна значительно повысить стоимость электричества в странах ЕС.
В периоды обострения международной обстановки рост цен на газ на европейском хабе TTF приводил к резким скачкам спотовых цен на электроэнергию в Италии и Германии. Это показывает, насколько сильно эти рынки зависят от газа как «замыкающего» источника генерации, который устанавливает предельную цену. В то же время во Франции и на Пиренейском полуострове влияние газовых шоков было гораздо более ограниченным. Расхождение в ценах обусловлено самой структурой европейских энергорынков, где стоимость для всех поставщиков определяется по последнему, самому дорогому источнику, подключенному для удовлетворения спроса.
Этот механизм ценообразования был хорошо виден в последние месяцы. Котировки на газ на TTF колебались от 20–30 евро за МВт·ч до пиковых значений выше 60–70 евро за МВт·ч. В результате спотовые цены на электроэнергию в таких странах, как Италия и Германия, превышали 120–150 евро за МВт·ч, тогда как во Франции в тот же период оставались на уровне 60–80 евро за МВт·ч.
Хотя доля газа в общем объеме производства электроэнергии в ЕС сократилась с 25% до кризиса 2022 года до примерно 18–20%, его влияние на формирование цен не уменьшилось. В рамках системы «merit order» первыми в сеть поставляют энергию дешевые источники — АЭС, ГЭС, ветряные и солнечные станции. Газовые электростанции с их высокими предельными издержками включаются последними, когда спрос превышает предложение дешевой генерации или требуется гибкость системы. Именно в эти часы, совпадающие с пиковым спросом или низкой выработкой возобновляемых источников, газ и устанавливает самую высокую цену, непропорционально влияя на среднегодовую стоимость электроэнергии.
Степень этой зависимости сильно различается по Европе. В Италии, где газ обеспечивает почти половину генерации, и в Германии, где он вместе с углем балансирует систему при низкой выработке ВИЭ, корреляция между ценами на газ и электричество очень высока. Напротив, во Франции доминирует атомная энергетика, а в Испании и Португалии, где доля ВИЭ превысила 50%, роль газа сведена к минимуму. Это позволяет им поддерживать оптовые цены на электроэнергию в диапазоне 55–70 евро за МВт·ч, в то время как в Германии и Италии они значительно выше и волатильнее.
Снизив зависимость от российского трубопроводного газа, доля которого в импорте ЕС упала с 45% в 2021 году до 12% в 2025 году, Европа не избавилась от уязвимости перед ценовой волатильностью. Потери были замещены сжиженным природным газом, который теперь составляет около 48% всего импорта. Это привязало европейские цены к глобальному рынку СПГ, подверженному влиянию спроса в Азии, рискам поставок с Ближнего Востока и ограничениям мировой инфраструктуры.
Проблема заключается не в дизайне рынка, а в структурной зависимости от газа. Простое наращивание мощностей ВИЭ не решает ее полностью из-за перегрузки сетей. По оценкам, Италия ежегодно теряет до 4 ТВт·ч «зеленой» энергии из-за сетевых ограничений, а в Германии затраты на диспетчеризацию и сокращение выработки превышают 3 миллиарда евро в год. Пока Европа не решит эти системные проблемы за счет расширения сетей, внедрения систем хранения энергии (аккумуляторы, ГАЭС) и управления спросом, ее цены на электроэнергию будут структурно привязаны к газовому рынку и связанным с ним геополитическим рискам.
