Запечатленное время 2.0

⚡️ 29 июля беспилотник попал в плавучую регазификационную установку (FSRU) Energos Winter в порту Дамиетта, огонь перекинулся на стоявший рядом газовоз Gaslog Salem. Экипажи эвакуировали, жертв нет, ответственность не взял никто. Иран и хуситы причастность отрицают, считая Египет дружественной страной, но за два дня до удара иранское государственное телевидение называло Дамиетту в числе возможных целей. Показательна цель: удар пришёлся не по экспортному терминалу, а по импортному узлу – в стране, которая недавно претендовала на роль газового хаба Восточного Средиземноморья.

Добыча газа в Египте сократилась с почти 59 млрд м³ в 2023 году до 50 млрд в 2024-м и 42–43 млрд в 2025-м. Поквартальный срез резче: 15,55 млрд м³ в первом квартале 2023 года против 9,85 млрд в первом квартале 2026-го – более чем на треть за три года. Главная причина – обводнение Зохра: добыча месторождения упала с 2,7 млрд куб. футов в сутки в 2021 году до 1,9 млрд в 2024-м. Нетто-импортёром газа страна стала в 2024 году.

Комплексы по сжижению в Идку и Дамиетте практически не отгружают с мая 2024 года. В 2026-м зафиксированы единичные партии: 11 января в Канаду, 26 января в Турцию. Одновременно Египет ввёз рекордные 8,92 млн т сжиженного природного газа (СПГ) в 2025 году, а в первом квартале 2026-го – около 6 млрд м³ газа, на 36% больше год к году.

Инфраструктура осталась прежней, изменилось направление потока. Терминал, построенный, чтобы продавать, работает воротами на вход – и уязвимой точкой оказались именно эти ворота, а не скважины и не заводы.

Контракт NewMed Energy с египетской Blue Ocean Energy на ≈130 млрд м³ до 2040 года стоимостью $35 млрд – крупнейший экспортный контракт в истории Израиля. 10 июля партнёры Leviathan подписали соглашение на $610 млн по трубопроводу Nitzana: ввод в 2028-м, до 6,2 млрд м³ в год, суммарная мощность экспорта в Египет – свыше 22,6 млрд м³. В январе принято окончательное инвестиционное решение на $2,36 млрд по расширению самого месторождения до ≈21 млрд м³ в год – с пуском во втором полугодии 2029-го.

Экономика прозрачна: трубопроводный газ обходится Египту примерно вдвое дешевле импортного СПГ. Но риск не исчезает, а меняет форму: вместо ценового риска спотового рынка Египет берёт инфраструктурный и политический, привязывая энергобаланс к соседу, чья цепочка сама находится в зоне активного конфликта.

Июльский удар снял и последнее допущение – что Египет тыловая территория. В цепочке «израильская платформа – трубопровод – египетская сеть – импортный терминал» несколько узлов, где достаточно одного беспилотника, а фрахтовый и страховой рынок реагирует на это быстрее правительств.

Египет – интресный, показательный кейс. Экспортная база исчезает не тогда, когда кончается ресурс, а когда внутренний спрос обгоняет добычу: страна становится нетто-импортёром за два года, не потеряв ни одного завода по сжижению. Ресурсной катастрофы не произошло – Fitch ждёт роста добычи на 8% в 2026 году, в октябре пускают пять новых скважин. Проблема не в геологии, а в скорости, с которой потребление съедает экспорт.

12 августа МЭА вновь снизило прогноз мирового предложения нефти на 2026 год. Причина не сводится к выпавшей добыче в Персидском заливе. Агентство отмечает, что соглашения, гарантирующего свободный транзит одновременно через Ормуз и Баб-эль-Мандеб, по-прежнему нет.

Обычно эти два пролива рассматривают как независимые риски. Ормуз связывают с экспортом нефти и СПГ из Персидского залива, Баб-эль-Мандеб с маршрутом через Красное море и Суэцкий канал. Но в текущем кризисе они образуют одну систему: ограничение в одном узле резко повышает цену сбоя в другом.

В 2025 году через Ормуз прошло около 25% мировой морской торговли сырой нефтью и нефтепродуктами, а также примерно 19% глобальных поставок СПГ. В июле добыча стран Персидского залива всё ещё была на 8,3 млн б/д ниже довоенного уровня. Экспорт региона, включая маршруты в обход пролива, сократился до 15 млн б/д. В начале июля погрузки достигали 20 млн б/д, а затем опустились примерно до 12 млн б/д.

МЭА ожидает дефицит мирового нефтяного рынка на уровне 1,8 млн б/д в III квартале. Наблюдаемые запасы в июле уменьшились на 69 млн баррелей. При этом дефицит быстро смещается из сырья в нефтепродукты: нафту, дизельное топливо, авиакеросин. Именно здесь формируется новая волна издержек для транспорта, авиации и промышленности.

Баб-эль-Мандеб соединяет Красное море с Аденским заливом. Через этот коридор к Суэцкому каналу ежегодно проходит более $1 трлн мировой торговли. При угрозе судоходству танкеры и контейнеровозы уходят в обход Африки через мыс Доброй Надежды.

Это не просто более долгий рейс. По оценке Council on Foreign Relations, атаки хуситов добавляли к стоимости отдельных рейсов более $1 млн, а страховые ставки военного риска значительно выросли. Решение о транзите принимает не только капитан: его принимают страховщик, фрахтователь, банк, трейдер и владелец груза.

Если ограничен лишь Ормуз, рынок может использовать запасы, перенастроить НПЗ, привлечь дополнительные грузы из Атлантического бассейна. Если одновременно небезопасен Баб-эль-Мандеб, перенаправление оставшихся объёмов становится дороже, дольше и рискованнее.

Проблема уже не только в доступности барреля. Физическая нефть может быть, но не оказаться в нужный момент у конкретного НПЗ. СПГ может быть законтрактован, но стоимость страхования и фрахта сделает поставку экономически бессмысленной. Запасы на суше могут быть достаточны, но не смогут быстро закрыть дефицит в отдельном регионе.

Доклад Исследовательской службы Конгресса США фиксирует важную вещь: даже одних угроз нападения достаточно, чтобы сформировать условия, близкие к фактическому закрытию пролива. Рынок останавливает не только физическая блокада. Его останавливает оценка риска.

Двойной риск Ормуза и Баб-эль-Мандеба показывает пределы традиционной энергетической безопасности. Резервы и свободные добычные мощности не гарантируют устойчивость, если маршруты доставки становятся непредсказуемыми. Главный дефицит этого кризиса, логистическая гибкость.

⚡️ С 9 по 20 ноября 2026 года климатическая конференция ООН пройдёт в Анталье. Впервые хозяин конференции и председатель переговоров – разные страны по замыслу, а не по стечению обстоятельств: Турция принимает COP31 и держит формальное председательство, Австралия ведёт переговорный процесс. Это не протокольная деталь, а конструкция, от которой зависит содержание итогового решения.

Ноябрьский компромисс 2025 года завершил затянувшийся более чем на год пат между двумя претендентами. Турция получила площадку и статус, Австралия – перо: право вести переговоры, готовить проекты текстов и формулировать итоговое решение конференции. Расхождение хозяина и председателя случалось и раньше – Чили председательствовала на COP25 в Мадриде, – но там это было вынужденной мерой; в Анталье разделение спланировано. Пре-COP при этом уходит в тихоокеанскую страну – в регион, для которого повестка звучит как вопрос физического выживания.

Разделение снижает издержки и внутриполитические риски для обеих сторон. Оно же создаёт редкую ситуацию: страна, определяющая формулировки, не отвечает за атмосферу конференции, а страна, отвечающая за атмосферу, не контролирует текст.

Важный итог COP30. Дорожная карта отказа от ископаемого топлива не вошла в согласованный текст, хотя её поддерживали более восьмидесяти стран. Упоминания ископаемого топлива вычистили из переговорных документов, а саму идею вынесли за пределы формального режима ООН – в статус добровольных инициатив под патронажем председательств.

Формально мандат остался: созданный в Белене Глобальный ускоритель имплементации привязан к выполнению договорённостей ОАЭ, то есть косвенно – к переходу от ископаемого топлива. Практически это значит, что судьба дорожной карты решается там же, где держат перо.

Турция – импортёр и транзитёр, строящий газовый хаб. Электроэнергетика страны опирается на уголь примерно на треть и на газ почти на четверть; при этом объявлены цель в 120 ГВт солнца и ветра к 2035 году и нетто-ноль к 2053-му, а контракт с Mercuria на 4 млрд м³ сжиженного природного газа (СПГ) в год работает и на диверсификацию поставок, и на статус хаба.

Австралия – один из крупнейших мировых экспортёров угля и СПГ. Её вклад по Парижскому соглашению – 62–70% сокращения к 2035 году от уровня 2005-го – считается по внутренним выбросам. Экспортируемый углеродный след в него не входит, хотя именно он составляет большую часть углеродного следа страны. С 2022 года одобрен тридцать один новый или расширенный проект по углю, нефти и газу, включая продление North West Shelf до 2070 года.

Это уникальная для COP конфигурация интересов ввиду необычного двойного председательства, и она читаема заранее. Страна, живущая экспортом ископаемого топлива, вероятно будет вести переговоры о сроках справедливого перехода, трасформации добросовестно – но в рамках, где её экспортная база не подлежит обсуждению. Ожидать от Антальи возвращения дорожной карты в обязывающий текст не стоит. Реалистичный максимум – закрепление внережимных «дорожных карт» как легитимного формата и перенос спора о сроках на COP32.

⚡️ 29 июля TTF стоил $726 за тысячу кубометров, JKM – $771. Разрыв между ними – $46. За семь месяцев эта величина дважды меняла знак. Именно она, а не абсолютный уровень цен, решает, в какой порт придёт танкер со сжиженным природным газом (СПГ).

Спред JKM–TTF – это плата за разворот. Пока Азия готова платить больше, атлантические грузы идут на восток. Чтобы вернуть их себе, Европа должна перебить азиатскую цену. Премия и показывает, сколько такой разворот стоит.

В январе TTF в среднем $423, JKM – $377. В феврале $406 против $389. Премия отрицательная: Европа платила дороже Азии. Причина – хранилища. К концу первого квартала ПХГ Европы опустились ниже 30%, уровня, сопоставимого с кризисом 2022 года. Европа тянула грузы к себе силой цены.

Обе кривые взлетают почти вплотную: TTF $645, JKM $661, премия всего $16. Разброс дневных закрытий огромен – TTF от $552 до $748, JKM от $481 до $805 (см. график). Это момент, когда Европа и Азия конкурировали за один и тот же груз.

Дальше премия восстановилась: $81 в апреле, $59 в мае, $70 в июне. Танкеры снова пошли на восток, TTF откатился к $548–583. Азиатский спрос при этом вернулся к уровням 2025 года даже без катарских объёмов. Для Европы дешёвый газ выглядел передышкой – и именно её она не использовала. К 10 июля хранилища были заполнены на 51,5%, к 29 июля – на 55,7%, примерно на 15 п.п. ниже средней за пять лет.

В июле TTF в среднем $649 – плюс 18% к июню, JKM $685 – плюс 11%. Премия сузилась вдвое, с $70 до $35. Но сужение – не исчезновение: на 29 июля разрыв снова $46, и этого по-прежнему достаточно, чтобы свободный груз ушёл на восток. Триггеры на поверхности: 13–14 июля США возобновили блокаду против Ирана, Катар приостановил морскую активность, для Ras Laffan это означает прямые перебои с отгрузками.

Но механизм глубже. Европа может заполнить хранилища единственным способом – выкупив азиатскую премию. И каждый раз, когда она это делает, общий уровень цен встаёт на ступень выше: январский разворот стоил $423, июльский – уже $649.

До рекордов далеко: в 2022-м европейский газ доходил до ≈$4000 за тысячу кубометров. Но премия Азии – это вообще не про Азию. Это счётчик того, сколько Европа переплачивает, чтобы не остаться без газа зимой. В январе она переплачивала из-за пустых хранилищ, в июле – снова, и с худшей стартовой позиции. Даже в оптимистичном сценарии Wood Mackenzie ждёт к 1 ноября лишь 75% заполнения против ≈90% в среднем за последние годы.

Любопвтная тенденция в мире, связанная с энергетикой и ИИшкой, походу назревает.
20 июля Национальное управление ядерной безопасности США (NNSA) выбрало Amentum для переговоров о строительстве на площадке Savannah River центра обработки данных (ЦОД) мощностью 1 ГВт. Рядом предлагается создать около 2 ГВт собственной генерации: сначала на природном газе, затем на атомной энергии.

Это пока не окончательный договор аренды, но конструкция проекта показательна. ЦОД перестаёт просить подключение у энергосистемы и приходит со своей электростанцией.

По обновлённому прогнозу Международного энергетического агентства (МЭА), потребление электроэнергии дата-центрами почти удвоится: с 485 ТВт·ч в 2025 году до 950 ТВт·ч в 2030-м. Это около 3% мирового спроса, а потребление объектов искусственного интеллекта утроится.

Но важен не только годовой объём. Нагрузка ИИ способна меняться более чем на 50% номинальной мощности в течение секунды. Обычная сеть проектировалась под заводы и города, а не под гигаваттные вычислительные кластеры с такой скоростью изменения спроса.

Отсюда и избыток мощности. По расчётам МЭА, надёжная автономная газовая генерация для ЦОД требует на 30–70% больше установленной мощности, чем его номинальная нагрузка. Резерв нужен для ремонтов, пиков и мгновенных колебаний. В Savannah River соотношение ещё выше: 2 ГВт генерации на 1 ГВт вычислительной мощности, причём часть электроэнергии предполагается отдавать в сеть.

США уже меняют правила рынка под новую модель. В июне Федеральная комиссия по регулированию энергетики (FERC) потребовала от шести региональных операторов пересмотреть подключение крупных нагрузок, совместное размещение ЦОДов и генерации, а также защитить обычных потребителей от переноса сетевых затрат.

Раньше электростанция строилась для рынка, а ЦОД покупал у него электроэнергию. Теперь заказчик вычислений одновременно становится инвестором в генерацию, накопители и сети. Возникает энергетический остров, связанный с общей системой, но способный существовать автономно.

МЭА оценивает возможную автономную газовую генерацию для американских ЦОДов к 2030 году в 15–27 ГВт(!). Атомная часть также выглядит привлекательной с т.з. низких выбросов, режимов работы (не так, конечно, маневренна как газовая генерация), но её сроки заметно длиннее. Первые малые модульные реакторы ожидаются около 2030 года, тогда как вычислительные мощности нужны уже сейчас.

Гонка ИИ меняет статус Big Tech: технологические компании становятся энергетическими. Конкуренция будет идти уже не только за чипы и модели, но и за землю, газовые турбины, сетевые подключения и право построить собственную электростанцию.

Причина одна – энергобезопасность. Конфликт на Ближнем Востоке и блокада Ормузского пролива, через который проходит около пятой части мировой нефти и СПГ, вынудили Комиссию всерьёз оценить риск срыва поставок. ЕС теперь напрямую конкурирует за газ на мировом рынке: предложение сжалось, цены выросли, а европейские хранилища к середине июля заполнены лишь примерно на 52% – на ≈15 п.п. ниже средней за пять лет. В такой обстановке жёсткое метановое регулирование грозило отсечь часть поставщиков в самый неподходящий момент. США и Катар свою позицию довольно внятно и громко высказали) Именно это – реальная угроза остаться без объёмов – и заставило Брюссель осознать серьёзность ситуации и пойти на послабления.

Изначально импортёр должен был доказать, что конкретный поступивший к нему газ отвечает европейским требованиям по мониторингу метана. На практике это почти невыполнимо: в трубах и танкерах молекулы из разных месторождений перемешиваются, и «проследить» происхождение отдельной партии физически нельзя. Рекомендация разрешает два обходных механизма:

– «trace and claim» (буквально «отследи и заяви») – импортёр не гонится за самой молекулой, а подтверждает соответствие через цепочку документов и балансовый учет. Принцип, как я понимаю, тот же, что у сертификатов зелёной электроэнергии – важен учтённый объём, а не конкретный электрон.

– сертификация – вероятно имеется в виду следующее: импортёр опирается на заключение независимого сертификатора о том, что поставщик или добыча отвечают стандартам, вместо собственной проверки на уровне молекул.

Конечно, в обоих случаях нужны прояснения и конкретная методология.

Вторая рекомендация советует странам ЕС приостановить штрафы за несоблюдение на три года (2027–2029). Обязательства при этом сохраняются – но санкции, доходившие по регламенту до 20% годового оборота, на переходный период фактически отключаются. Показательно и то, что механизмы штрафов большинство стран ЕС пока вообще не создали.

🔑 Читается это иначе: климатическая амбиция ЕС снова уступила энергетической реальности – закон жив на бумаге, но зубы ему вынули на три года вперёд.

В начале июля 2026 года Государственный совет КНР опубликовал «План действий по достижению пика выбросов СО2 в период 15-й пятилетки (2026–2030)» (国发〔2026〕22号). Документ закрепляет ключевые целевые показатели: снижение углеродоёмкости ВВП на 17% к 2030 году относительно уровня 2025-го и рост доли неископаемых источников в энергобалансе с 21,7% до 25%.

Установленная мощность ветровой и солнечной генерации должна вырасти с ≈1,84 до более чем 2,8 млрд кВт. Атомная энергетика – с ≈62,5 до ≈110 млн кВт, рост почти в 1,8 раза. Отдельно оговорено, что новые объекты вычислительной инфраструктуры (дата-центры) обязаны питаться преимущественно от неископаемой энергии. Долю новоэнергетических автомобилей в автопарке план стремится довести до 30% к 2030 году.

При всей масштабности плана арифметика энергобаланса говорит о другом: около 75% потребления Китая по-прежнему приходится на ископаемое топливо, и за пять лет этот показатель радикально не изменится. Более того, сам документ закрепляет роль природного газа сразу в нескольких направлениях.

В блоке об энергоструктуре (раздел II) план требует «углублять чистое замещение потребления угля» (深入推进煤炭消费清洁替代) – а газ здесь один из основных кандидатов на замену. В том же разделе, в части оптимизации потребления нефти и газа, сказано: «Направлять рост потребления природного газа в разумных пределах, в приоритетном порядке обеспечивать газоснабжение населения, разумно регулировать потребление газа предприятиями ключевых отраслей и с учётом местных условий строить газовые пиковые электростанции» (引导天然气消费增长保持在合理区间，优先保障民生用气，合理引导重点行业企业用气，因地制宜建设天然气调峰电站).

В разделе IV о трансформации ключевых секторов, в части ускорения низкоуглеродного перехода транспорта, план предписывает «развивать суда на электротяге, сжиженном природном газе, биодизеле и зелёном метаноле» (发展电动、液化天然气、生物柴油、绿色甲醇等动力船舶). Газ стоит здесь в одном ряду с электричеством – без оговорок о «временном» характере.

Это не идеологическое отступление, а трезвый расчёт: пик выбросов планируется достичь, не сужая низкоуглеродную и балансирующую роль газа. Трубопроводные и СПГ-поставки в КНР продолжают расти структурно – и теперь эта логика закреплена на уровне государственного плана.

Власти Индии, напуганные перебоями в поставках из-за эскалации ирано-израильского конфликта, приняли беспрецедентное решение: создать стратегические резервы не только нефти, но также сжиженного природного газа (СПГ) и сжиженных углеводородных газов (СУГ). По данным Bloomberg, новые запасы должны покрывать до одного месяца внутреннего потребления страны. В министерстве нефти уже создана спецкомиссия для проработки локаций и моделей хранения.

Энергетическая уязвимость Индии стала очевидной на фоне кризиса в Ормузском проливе. Страна зависит от внешних поставок сырой нефти почти на 88%. Текущие стратегические нефтяные резервы (SPR) составляют всего 5,33 млн тонн (~37 млн баррелей) - этого хватит лишь на 5-9 дней при ежедневном потреблении свыше 5,4 млн баррелей. Для сравнения, стандарт МЭА требует запасов на 90 дней импорта. Индия уже выделила около $647 млн на закупку нефти для SPR и планирует расширение мощностей до 6,5 млн тонн.

Самая революционная часть плана -создание резервов СПГ и СУГ, которых в Индии исторически не существовало из-за отсутствия криогенной инфраструктуры. Потребление СПГ стабильно растёт, а спрос на СУГ достиг 32 млн тонн, при этом около 60% импортируется. Создание газовых хранилищ потребует колоссальных инвестиций в инфраструктуру, но это необходимая мера для смягчения последствий от внешних шоков на рынке.

В июне 2026 года Азия столкнулась с резким падением выработки гидроэлектроэнергии на фоне стремительно усиливающегося Эль-Ниньо. По данным S&P Global Commodity Insights, регион в среднем за июнь потерял эквивалент 13 ГВт гибкой гидрогенерации. Образовавшийся дефицит был закрыт преимущественно угольными электростанциями – и этот процесс, по всей видимости, продолжится до конца года.

Индия пережила самый слабый старт муссонного сезона за последние годы: по данным Метеорологического департамента страны, к 1 июля накопленные осадки были на 38% ниже нормы. К 8 июля дефицит сократился до −15%, но водохранилища оставались просевшими. Уровень воды в 166 крупнейших водохранилищах на 2 июля составил лишь 47,7 млрд м³ — на 39% меньше, чем годом ранее. Аналогичная картина наблюдается во Вьетнаме, Бангладеш и на Филиппинах.

Последствия для энергобаланса оказались немедленными. В Индии выработка ГЭС в июне рухнула на 21% год к году — сильнейшее падение с февраля 2024 года. При этом пиковый спрос на электроэнергию достиг рекордных 270,8 ГВт в мае. Разрыв нужно чем-то закрвать: угольная генерация выросла на 20,7 среднего ГВт. Во Вьетнаме уголь добавил 7,1 ГВт при падении гидро на 4,6 ГВт.

По прогнозу CREA, в горизонте 2026–2027 годов Индии потребуется дополнительно 17,7 ТВт·ч тепловой генерации, что эквивалентно выбросам около 17 млн тонн CO₂. Мировые отгрузки угля в июне уже выросли на 14% год к году, а поставки в Китай –на 41%, в том числе из-за аварии на шахтах провинции Шаньси.

Ситуация накладывается на и без того напряжённый рынок СПГ. Согласно отчёту МЭА Gas Market Report Q3-2026, в Азии фиксируется переключение с газа на уголь в электрогенерации из-за высоких цен на СПГ. При этом азиатские покупатели активно перехватывают американские СПГ-карго у европейских конкурентов, что дополнительно давит на заполнение газовых хранилищ ЕС. Таким образом, Эль-Ниньо косвенно усиливает европейский газовый дефицит.

Происходящее наглядно демонстрирует структурную уязвимость энергосистем, сделавших ставку на гидро и ВИЭ без надёжного резервного контура. Газ и уголь остаются единственными источниками, способными оперативно закрыть гигаваттный (!) дефицит при климатических аномалиях. Тезис о «надёжности» возобновляемой генерации в условиях Эль-Ниньо проходит жёсткую проверку реальностью.

Исторически субсидии (ITC и PTC, покрывавшие до 30% капитальных затрат) серьёзно искажали ценообразование на рынке электроэнергии США, давая ветру и солнцу искусственное преимущество перед надёжной газовой генерацией. Отмена этих льгот -закономерный шаг к оздоровлению рынка. Теперь инвесторам придётся оценивать реальную, а не субсидируемую экономику проектов.

Однако в краткосрочной перспективе это неизбежно отразится на потребителях. На фоне колоссального роста спроса на электроэнергию со стороны дата-центров и ИИ, отмена льгот приведёт к росту цен на контракты (PPA) для новых ветровых и солнечных проектов на 40–50%. По данным Reuters, на некоторых рынках, например в Техасе, цены уже подскочили на 120%

На фоне сокращения поддержки ВИЭ администрация делает ставку на базовую генерацию. Именно природный газ остаётся критически важным балансиром для энергосистемы США, способным обеспечить надёжные поставки энергии для растущей экономики и дата-центров.