Обзор СМИ

Предыдущая СледующаяВсе статьи раздела

Европа снова возвращается к углю: кто заработает на новом энергетическом кризисе
29.09.2026

Европейский энергетический переход столкнулся с неожиданным парадоксом. Еще несколько лет назад уголь рассматривался как быстро исчезающий элемент энергосистемы региона, однако резкий рост цен на природный газ снова сделал угольные электростанции экономически привлекательными. В странах, где сохранились доступные мощности, их загрузка увеличивается, поскольку при нынешней стоимости газа производство электроэнергии на угольных станциях может оказаться выгоднее.

В сентябре европейские цены на газ поднимались примерно до €80 за МВт·ч против около €27 в начале года. Главным дополнительным фактором стало сокращение поставок СПГ через Ормузский пролив на фоне конфликта на Ближнем Востоке. По оценке Международного энергетического агентства (МЭА), именно скачок цен на газ заставил часть энергосистем вновь переключаться с газа на уголь. Агентство теперь ожидает роста мирового спроса на уголь в 2026 году на 1,2%, до рекордных 8,94 млрд. тонн.

Нынешняя ситуация стала результатом изменений, которые продолжались больше десяти лет. Европейский союз последовательно сокращал угольную генерацию и одновременно наращивал солнечную и ветровую энергетику. В 2025 году возобновляемые источники обеспечили уже 47,3% производства электроэнергии ЕС, а солнечная и ветровая генерация вместе – около 30%.

На этом фоне роль угля резко сократилась. Если в 1990 году он обеспечивал более трети производства электроэнергии ЕС, то в 2025 году его доля упала до исторического минимума 9,2%. Однако сокращение традиционной генерации оказалось быстрее формирования новой системы балансировки.

Проблема заключается не в стоимости электроэнергии от солнца или ветра как таковой. При подходящих погодных условиях она может быть очень низкой. Вопрос в надежности. Когда ветер слабый, солнце не светит, а спрос остается высоким, энергосистеме нужны источники, способные быстро увеличить производство. Это могут быть газовые станции, гидроэнергетика, накопители, атомная генерация или сохранившиеся угольные мощности.

Особенно показателен пример Германии. После аварии на Фукусиме страна последовательно сокращала атомную генерацию и окончательно остановила последние реакторы в 2023 году. При этом Европа в целом от атомной энергетики не отказалась: в 2025 году АЭС обеспечивали около 23% производства электроэнергии ЕС, причем Франция остается крупнейшим атомным производителем региона.

Еще один фактор – изменение структуры газового рынка. До энергетического кризиса Россия обеспечивала около 45% газового импорта ЕС. После 2022 года эта зависимость резко сократилась: в 2025 году доля России снизилась примерно до 12,5%, а объем поставок – со 152 до 36 млрд. кубометров. США превратились в крупнейшего поставщика СПГ в регион: на американский газ пришлось около 58% импорта СПГ в ЕС в 2025 году. При этом общая структура поставок остается диверсифицированной: Норвегия обеспечивает около 31% газового импорта ЕС, США – примерно 26%, Россия – около 12,5%.

Европа сократила зависимость от российского трубопроводного газа, но одновременно стала сильнее зависеть от глобального рынка СПГ. Любое серьезное нарушение поставок способно быстро изменить экономику всей энергосистемы.

Но в этой ситуации важно не переоценивать нынешний рост угольной генерации. Это не означает разворота европейской энергетической политики. МЭА ожидает, что спрос на уголь в ЕС в 2026 году составит около 276 млн. тонн. Более высокие цены на газ действительно заставили пересмотреть масштабы ожидаемого снижения потребления угля в Германии и Польше, однако структурный тренд остается нисходящим. Рост ВИЭ, восстановление атомной генерации в отдельных странах и политика отказа от угля будут продолжать давить на его использование.

Европа одновременно входит в период роста потребления электроэнергии. Электромобили, тепловые насосы, промышленная электрификация и особенно дата-центры увеличивают нагрузку на энергосистему.

Это меняет инвестиционную картину. Основным бенефициаром энергетического кризиса необязательно должен быть производитель угля. Более интересная долгосрочная история связана с компаниями, которые получают доход от строительства и модернизации всей электрической инфраструктуры.

RWE: генерация и переходная модель

RWE (RWE) остается одним из наиболее прямых способов получить экспозицию на европейский рынок электроэнергии. Компания сочетает возобновляемую генерацию, гибкие мощности и торговлю электроэнергией.

В июле RWE повысила прогноз на 2026 год: скорректированная EBITDA теперь ожидается в диапазоне €5,75–6,35 млрд. против прежних €5,2–5,8 млрд. На 2027 год компания прогнозирует €6,7–7,3 млрд. Дополнительную поддержку результатам должна дать увеличенная доля в сетевом операторе Amprion.

Для инвестора здесь интересна комбинация нескольких факторов: дорогая электроэнергия поддерживает доходность части генерации, рост ВИЭ увеличивает установленную мощность, а расширение присутствия в сетевой инфраструктуре добавляет более регулируемый компонент бизнеса.

Siemens Energy: оборудование вместо топлива

Siemens Energy (ENR) играет на другой стороне рынка. Компания поставляет газовые турбины, оборудование для электросетей и технологии передачи электроэнергии.

При любом сценарии Европе придется инвестировать в энергетическую инфраструктуру. Если газ остается дорогим, нужны более эффективные и гибкие станции. Если растет доля ВИЭ, необходимы сети и системы балансировки. Поэтому спрос на оборудование может сохраняться даже при изменении структуры самой генерации.

Schneider Electric и E.ON: ставка на электрификацию

Schneider Electric (SU) получает выгоду непосредственно от роста спроса на управление электроэнергией. В первом полугодии 2026 года выручка компании достигла рекордных €21,2 млрд., увеличившись на 14% органически. Подразделение Energy Management выросло на 18%, а одним из главных драйверов спроса остаются дата-центры.

E.ON (EOAN) представляет еще более инфраструктурную историю. Компания планирует инвестировать около €48 млрд. до 2030 года, причем примерно €40 млрд. придется на энергетические сети. Это ставка не на конкретное топливо, а на рост самой электрической системы.

Prysmian: кабели как инфраструктура энергоперехода

Prysmian (PRY) занимает промежуточное звено между производством электроэнергии и конечным потребителем. Итальянская компания выпускает силовые кабели для сетей и систем передачи энергии.

Во 2-м квартале 2026 года органический рост Power Grid составил 13%, а подразделение Transmission увеличило органическую выручку на 14,3%; его маржа достигла 21,2%. В целом квартальная EBITDA выросла на 20,7%, до €730 млн.

Рост числа солнечных и ветровых проектов, строительство межсистемных соединений, подключение дата-центров и модернизация сетей создают для Prysmian долгосрочный спрос.

Что это означает для инвестора

Нынешний возврат угля – скорее симптом, чем самостоятельная инвестиционная история. Дорогой газ временно улучшает экономику угольной генерации, но одновременно показывает, насколько Европе нужны гибкие мощности, накопители и более надежные сети.

Поэтому главный вывод связан не с возвращением угля как такового. Европа столкнулась с необходимостью одновременно наращивать производство электроэнергии, снижать зависимость от нестабильных поставок топлива и подключать все больше новых потребителей.

В результате инвестиционная история постепенно смещается от конкретного источника энергии к инфраструктуре вокруг него. RWE получает выгоду от генерации, Siemens Energy – от оборудования, Schneider Electric – от управления электроэнергией, E.ON – от сетей, а Prysmian – от кабельной инфраструктуры. Именно эта цепочка может оказаться более долговечной, чем нынешний эпизод роста угольной генерации.

Автор: Сергей Рубан

https://dzen.ru/a/arpVlYwtABJAk2NH

 

Предыдущая СледующаяВсе статьи раздела