В надежде на мир и теплую зиму: почему Европу не пугают рекордно низкие запасы газа

По данным европейской ассоциации операторов газовой инфраструктуры Gas Infrastructure Europe (GIE), заполненность подземных хранилищ газа (ПХГ) в ЕС на 25 августа составила 63,28%, или 68,1 млрд м³, что является самым низким показателем за последние пять лет. Прежде на эту же дату объемы запасов колебались от минимальных 75,99% (82,3 млрд м³) в 2025 году до максимальных 91,82% (99,6 млрд м³) в 2023-м. При этом Европейская комиссия (ЕК) не высказывает опасений. Ее официальный представитель Эва Хрнцирова на брифинге 20 августа сообщила об отсутствии рисков для энергетики нынешней зимой. По ее словам, руководство ЕС не видит необходимости в принятии экстренных мер.
Это утверждение поддержало и Минэкономики Германии, крупнейшего потребителя электроэнергии в Европе. Ведомство заявило 20 августа, что запасов газа в объеме 60–70% к началу зимы в сочетании с продолжающимся импортом должно хватить для удовлетворения зимнего спроса. ПХГ в самой Германии 25 августа были заполнены на 51,25%, что на 25% меньше, чем на ту же дату год назад (68,61%).
ЕК в нынешнем году снизила обязательные требования к правительствам ЕС по заполнению хранилищ в преддверии зимы до 80% с прежних 90%.

Как Европа переживет зиму

Судя по состоянию запасов на данный момент, ЕС действительно беспокоиться не о чем, считает управляющий партнер компании «ВМТ Консалт» Екатерина Косарева. По ее словам, у региона остается время, чтобы довести заполненность до целевых 80% к октябрю-ноябрю. «В принципе это реально, но нужно немного ускорить темпы закачки», — говорит Косарева. Однако, добавляет она, скорость отбора накопленного топлива будет зависеть от климатических условий: мягкая зима означает медленный расход, суровая — более быстрый, добавляет эксперт.
Физический дефицит газа в Европе предстоящей зимой пока выглядит маловероятным, согласен старший менеджер консалтинговой компании «Имплемента» Иван Тимонин. Поэтому надежды ЕК и Минэкономики Германии на то, что среднюю зиму можно пройти и с меньшими запасами, в целом обоснованы, говорит он.
ПХГ, напоминает Тимонин, не должны самостоятельно обеспечивать весь зимний спрос, поскольку работают как сезонный буфер при продолжающихся трубопроводных поставках и импорте сжиженного природного газа (СПГ). Однако, предупреждает он, важно различать достаточный и комфортный уровень запасов. «Чем меньше газа будет в ПХГ к началу отопительного сезона, тем сильнее Европа будет зависеть от импорта зимой и тем болезненнее окажется сочетание холодной погоды с возможными сбоями на рынке СПГ», — говорит Тимонин. 
Уровень запасов к началу отопительного сезона менее важен, чем отбор газа с ноября по конец марта, который зависит, во-первых, от погоды, предсказать которую достаточно сложно, а во-вторых, от доступности импорта, обусловленной сроками завершения конфликта в Персидском заливе, комментирует директор по исследованиям Института энергетики и финансов (ИЭФ) Алексей Белогорьев. 
В последние несколько лет, отмечает директор по рыночной аналитике агентства «Сиала» Сергей Селин, европейский газовый рынок структурно изменился. Эксперт напоминает, что раньше главным вариантом покрытия пикового потребления зимой была закачка трубопроводного газа. По его словам, газопроводы практически круглый год работали по максимуму и останавливались только на 15–30 дней на техническое обслуживание во время низкого летнего спроса. Сейчас зимний пик помогает покрывать импорт СПГ. К текущему времени инфраструктура регазификации в регионе даже в целом избыточная, и среднее ее использование колеблется между 50% летом и 75% — зимой, отмечает Селин. Технически ЕС способен большую часть зимнего спроса закрывать за счет потребления СПГ «с колес» без его промежуточной закачки в ПХГ, говорит он.
В 2025 году крупнейшим поставщиком природного газа в ЕС, в основном трубопроводного, была Норвегия (89,3 млрд м3, или 30,9% всего импорта этого топлива). За ней следовали США (75,6 млрд м³, 26,2%) и Алжир (36,7 млрд м³, 12,7%). Россия в 2025 году поставила в ЕС 36,0 млрд м³ газа, включая трубопроводный и СПГ, и ее доля составила 12,5%. Из Катара ЕС ввозил 10,6 млрд м³ газа, а его доля равнялась 3,7%. По данным Reuters, экспорт газа из Катара за шесть месяцев 2026 года упал на 96%.

Лукавит ли Германия

Власти Германии, вероятно, полагают, что зимой не будет затяжных технических проблем с импортом трубопроводного газа из Норвегии, а зима в очередной раз окажется теплой, говорит Селин из «Сиала». По его словам, в течение зимы Берлин будет оценивать остатки газа в ПХГ и, при необходимости, закупит дополнительные объемы СПГ.
Селин напоминает, что до 2022 года в Германии не было регазификационных терминалов, и пиковый зимний сезон закрывала закачка трубопроводного газа, прежде всего российского и норвежского, в хранилища. Сейчас же в Германии действуют четыре терминала совокупной мощностью 18,8 млн тонн в год (или 70 млн м³ в сутки), говорит Селин.
В 2022 году поставки российского газа в Германию прекратились после диверсии на газопроводах «Северный поток — 1» и «Северный поток — 2». Тогда немецкие власти приняли решение обзавестись инфраструктурой для импорта СПГ и, чтобы избежать строительства дорогостоящих наземных регазификационных терминалов, заказали плавучие установки. Каждая из них представляет собой специально построенное или переоборудованное из нефтяного танкера судно, стоящее примерно $100 млн, что в четыре раза дешевле наземного объекта.
По словам Селина, при среднегодовом потреблении около 210 млн м³ в сутки, поставки норвежского газа в страну, в основном трубопроводного, 142 млн м³ в сутки, обеспечивают примерно 68% спроса. В обычное время терминалы, которые должны закрывать остальное потребление, не задействуются на полную мощность и обладают некоторым резервом пропускной способности для дополнительных поставок. Кроме того, Германия ввозит СПГ, поступающий на терминалы в Бельгии и Нидерландах.
Поэтому крупнейший европейский потребитель газа стал более спокойно рассматривать риски его нехватки зимой, указывает Селин. Однако, добавляет он, в случае возникновения проблем, например длительного периода холодов или аварийных прерываний норвежских трубопроводных поставок, все же существует возможность образования дефицита газа в Германии в конце отопительного сезона в марте — первой половине апреля.
В ПХГ Германии при текущей динамике к 1 ноября 2026 года запасы достигнут 60% (13,5 млрд м³), уровня, характерного для января, говорит Белогорьев из ИЭФ. При теплой зиме, как в 2023–2024 годах, даже такого объема запасов хватит для безболезненной зимовки, полагает он. Но если повторятся холода 2025–2026 годов, запасы в ПХГ Германии будут исчерпаны полностью уже к концу февраля. 

Что будет с ценами

Цены сентябрьских фьючерсов на природный газ на нидерландской бирже TTF в ходе торгов во вторник, 25 августа, составили €68 за МВтч (примерно $845,8 за 1000 м³). 
Этот уровень стал самым высоким с января 2023 года, поскольку новые меры экономического давления США на Иран усилили опасения по поводу дальнейших перебоев в поставках энергоносителей из Персидского залива, отмечает портал Trading Economics. Трейдеры, в отличие от бюрократов, обеспокоены подготовкой Европы к предстоящей зиме, поскольку энергетические компании ЕС из-за морской блокады Ормузского пролива лишены возможности получать сжиженный природный газ из Катара и вынуждены бороться с азиатскими покупателями за необходимые объемы, отмечает портал.
В Азии, согласно эталонному показателю JKM (Japan Korea Marker), СПГ 25 августа стоил $23,32 за 1 млн британских термических единиц (MMBtu), или примерно $831 за 1000 м³.
Безусловно, Европа живет в состоянии энергетического стресса, но все же не замерзает, а европейская экономика приспосабливается к новой реальности, говорит независимый финансовый эксперт Кирилл Кучинский. Только цена этой адаптации, добавляет он, оказывается значительно выше, чем хотелось бы европейским лидерам. Борьба Европы и Азии за свободные партии СПГ уже идет, а главными бенефициарами остаются экспортеры, которые продают газ, закупаемый внутри США по цене гораздо более низкой, чем на европейском и азиатском рынках, говорит Кучинский. В США цены на хабе Henry Hub 25 августа составляли $2,74 за MMBtu ($98 за 1000 м³). Конечно, цены на газ на заводах-производителях в США не включают стоимость его сжижения, фрахт газовоза, страховку и расходы по доставке до конечного покупателя в Европе или Азии и по приемке на терминале назначения. Крупнейшими экспортерами СПГ из США являются американские Cheniere (46 млн тонн в 2025 году) и Venture Global (29,6 млн тонн) и французская TotalEnegies (более 19 млн тонн).
Конкуренция Европы и Азии за партии СПГ останется одним из ключевых факторов состояния цен, говорит Тимонин из «Имплементы». Перебои поставок через Ормузский пролив сокращают предложение ближневосточного СПГ и повышают спрос на американские грузы, поясняет он. В последние годы Европа выступает основным направлением экспорта СПГ США, и обычно туда идет более половины поставок, в июне же 2026 года доля Европы упала до 42%. Доля Азии в июне составила 31%, говорит Тимонин. 
Осенью конкуренция может усилиться, предупреждает эксперт. Европе при нынешней низкой заполненности ПХГ еще предстоит продолжить закачку, тогда как с октября в Северо-Восточной Азии по мере похолодания сезонно растет потребление газа. Если поставки через Ормузский пролив к этому моменту полноценно не восстановятся, то Европа и Азия будут одновременно предъявлять повышенный спрос на СПГ, что может дополнительно подтолкнуть цены вверх, считает Тимонин.
Зимой, отмечает аналитик, спрос будет зависеть прежде всего от погоды. Холодная зима повысит спрос одновременно в Европе и Азии, а более низкие европейские запасы увеличат потребность Европы в текущем импорте СПГ. Поэтому при сохранении ограничений в Персидском заливе риск новых ценовых скачков остается высоким, полагает эксперт.
Если на рынке нефти цены в значительной мере сдерживал Китай, снизивший импорт почти вдвое на пару месяцев после начала войны в Персидском заливе, то в случае с СПГ подобную роль сыграл ЕС, сократив объемы закачки газа в ПХГ, считает Селин из «Сиала». Но падение спроса летом ведет к его росту зимой и, соответственно, к подъему цен, отмечает он. «Мы в «Сиале» ожидаем осеннего роста спотовых цен на СПГ до $1000 зa 1000 м³ в условиях продолжения блокады Ормузского пролива, — говорит Селин. — А в январе-феврале, по-нашему мнению, СПГ может подорожать до $1200 за 1000 м³. При этом на краткосрочном горизонте ожидается продолжение высокой волатильности, повторяющей разнонаправленные высказывания Трампа по Ирану».
Reuters дает более сдержанный прогноз. По оценке агентства, цены форвардных контрактов на поставку СПГ в Азию в IV квартале 2026 года могут составить $22 за MMBtu ($787,6 за 1000 м³) по сравнению со средним значением за 2026-й чуть менее $17 за MMBtu ($608,6 за 1000 м³). В Европе, пишет агентство, форвардные цены сжиженного газа могут составить $21,50–22,50 за MMBtu ($769,7–805,5 за 1000 м³), что будет самым высоким показателем с конца 2022 года.

Открывается ли окно возможностей для России

 По данным ЕС, Россия в 2025 году поставила туда 36,0 млрд м³ газа, из которых 57,5% (15 млн тонн, или 20,7 млрд м³) пришлось на СПГ. Ориентированный на Европу проект «Ямал СПГ» не находится под санкциями. Доля России в общем импорте СПГ в ЕС оценочно составила 14,3%. В первом полугодии 2026-го Россия экспортировала в ЕС 9,89 млн тонн СПГ, на 18% больше, чем за аналогичный период прошлого года. Доля российского СПГ за первые шесть месяцев 2026 года составила около 20% от общего импорта сжиженного газа в ЕС. По каким ценам осуществляются отгрузки, неизвестно, они являются предметом коммерческих договоренностей. 
ЕС ввел запрет на импорт российского СПГ сначала на поставки по краткосрочным контрактам с 25 апреля 2026 года и с 1 января 2027 года — по долгосрочным.
Кроме Европы, Россия поставляет СПГ в Японию и Китай с неподсанкционного проекта «Сахалин — 2» мощностью 9,6 млн тонн СПГ в год. Два подсанкционных проекта — «Арктик СПГ — 2» и «Портовая» — отправляют грузы в Китай. «Арктик СПГ — 2» c начала экспортных операций в августе 2025 года отгрузил 2,6 млн тонн. По оценке Кучинского, поставки осуществляются с дисконтом 30–40% к азиатским спотовым ценам. «Портовая» мощностью 1,5 млн тонн СПГ в год с декабря 2025 года доставила в Китай три груза, общий объем которых в открытых источниках найти не удалось.
Высокие мировые цены поддерживают возможности перевода поставок российского СПГ на альтернативные рынки после того, как вступит запрет ЕС на импорт российского СПГ, говорит Тимонин из «Имплементы». Часть поставок, ранее предназначавшихся для Европы, может быть переориентирована в Азию, особенно в период летне-осенней навигации по Северному морскому пути, но круглогодичные поставки потребуют существенно более длинного транспортного плеча и дополнительного флота, считает эксперт. Иными словами, подорожавший СПГ открывает окно возможностей для России, но при этом целый ряд ограничений сохраняются, говорит Тимонин.
Запрет Евросоюза на долгосрочные контракты с российским СПГ вступает в силу лишь со следующего года, поэтому до конца текущего «Ямал СПГ» продолжит поставки на европейский рынок, говорит Кучинский. Однако, полагает он, рассчитывать, что потом весь российский СПГ легко найдет альтернативных покупателей, не приходится. Логистика российских поставок усложняется санкциями, вызвавшими проблемы с фрахтом и страховками, а также нехваткой специализированных газовозов и ограничениями с использованием Северного морского пути, навигация по которому возможна лишь с июля по ноябрь. В зимний период он закрыт, и все поставки должны идти через более длинные маршруты. По разным оценкам, даже если потоки «Ямал СПГ» будут перенаправлены в Азию, то предприятие сможет выполнить только около 120–130 отгрузок в год вместо нынешних более 200 в европейском направлении, говорит эксперт. 
По его оценке, окно возможностей для России полностью не открывается, поскольку практически единственным направлением, по которому возможно некоторое увеличение поставок — Китай. Он остается крупнейшим импортером СПГ в мире, но спрос там зависит от сезонности и цен на конкурирующий в местной структуре энергетики уголь, говорит Кучинский. Кроме того, добавляет эксперт, российский СПГ традиционно сталкивается там с конкуренцией со стороны Австралии, США и некоторых стран Африки, у которых уже есть долгосрочные контракты с китайскими покупателями.