Власти Нидерландов приняли решение закрыть крупнейшее в Европе газовое месторождение Гронинген, давшее начало масштабному использованию газа в ЕС, «голландской болезни» и нефтяной привязке в газовых контрактах.

Из-за повторяющихся землетрясений добыча на месторождении будет сокращена на 45%, до 12 млрд кубометров, к 2022 году и полностью прекращена к 2030 году. Это означает увеличение зависимости от газа из России — прежде всего для покрытия зимних пиков потребления.

Правительство Нидерландов одобрило план по полному прекращению добычи на Гронингене, крупнейшем газовом месторождении в Европе, к 2030 году. Политики вынуждены пойти на эту меру после сильного землетрясения в январе(3,4 балла по шкале Рихтера), за которым последовало еще три толчка в феврале магнитудой 1,5 балла. По плану добыча на Гронингене с нынешних 21,6 млрд кубометров в год будет постепенно сокращена до 12 млрд кубометров к 2022 году или на год раньше. К этому моменту истекут экспортные контракты GasTerra, в 2022 году добычу планируется сократить до 7,5 млрд кубометров и полностью прекратить к 2030 году.

Масштабные проблемы Гронингена начались в 2012 году, после сильного землетрясения магнитудой 3,6 балла, когда были повреждены 30 тыс. зданий в одноименной провинции. После этого добыча с уровня 53,8 млрд кубометров в год постоянно сокращалась из-за введения лимитов, которые должны были обеспечить безопасность жителей. Толчки, как считается, вызваны проседанием почвы из-за извлечения большей части газа, который залегал под провинцией Гронинген (добыча ведется с 1960-х годов). Добыча газа долго была центральным элементом экономики Нидерландов и вызвала так называемую голландскую болезнь.

Как Гронинген попал под иски

Главная проблема Гронингена в том, что на месторождении добывается низкокалорийный газ с высоким содержанием азота (L-gas), под него исторически построена инфраструктура. Прямая замена на обычный высококалорийный газ (H-gas из Норвегии или России) невозможна без переоборудования газопроводов и горелок у потребителей. У газа Гронингена около 15 млн потребителей, причем половина — в Германии, Франции и Бельгии, так что переоборудование требует времени и инвестиций.

Сейчас в Нидерландах работает четыре завода по переводу импортного H-gas в L-gas через смешивание с азотом производительностью 23 млрд кубометров в год и строится еще один. Кроме того, еще около 10 млрд кубометров L-gas получается путем его смешивания с импортным газом.

В результате Нидерланды могут в ближайшие годы стать нетто-импортером газа, уже сейчас газа собственной добычи не вполне хватает для покрытия пиков потребления зимой, отмечает Анук Оноре из Оксфордского института энергетических исследований. Исторически Гронинген играл роль балансира зимних пиков, теперь это придется делать за счет хранилищ. «Если спрос на газ останется стабильным или даже продолжит рост, как происходит сейчас, европейскому рынку потребуется больше импорта в 2020-е годы и, возможно, после 2030 года,— полагает госпожа Оноре.— Учитывая существующие у Европы варианты, видимо, это означает больше импорта из России».

Как Европе показали реальные риски украинского транзита

Сокращение добычи на Гронингене дает «Газпрому» возможность в следующем отопительном сезоне занять импортную нишу в объеме 2,3 млрд кубометров, в 2019/20 газовом году — 4,1 млрд кубометров, в 2020/21 году — 8 млрд кубометров. Однако с ростом поставок российского газа могут возникнуть проблемы, если не удастся урегулировать вопрос украинского транзита. Конкурентом «Газпрома» будет сжиженный газ, но пока цены в Европе недостаточно привлекательны для поставщиков СПГ — по оценке Platts, средние цены на спотовый СПГ в Азии этой зимой составили $340 за 1 тыс. кубометров, тогда как на нидерландском хабе TTF — $256 за 1 тыс. кубометров.

Юрий Барсуков