Об итогах конференции «Перспективы развития внутреннего рынка газа в России»

Сергей ТРОФИМЕНКО
Управляющий директор по рынкам газа и электроэнергии, «Санкт-Петербургская Международная Товарно-сырьевая Биржа»

Борис ЧЁРНЫЙ
Заместитель управляющего директора по рынкам газа и электроэнергии, «Санкт-Петербургская Международная Товарно-сырьевая Биржа»

Метаданные научной статьи

Об итогах конференции «Перспективы развития внутреннего рынка газа в России»
On the results of the conference «Russian Natural gas market prospects of development»

Сергей ТРОФИМЕНКО
Управляющий директор по рынкам газа и электроэнергии, «Санкт-Петербургская Международная Товарно-сырьевая Биржа»

Борис ЧЁРНЫЙ
Заместитель управляющего директора по рынкам газа и электроэнергии, «Санкт-Петербургская Международная Товарно-сырьевая Биржа»

Sergei TROFIMENKO
Managing director — natural gas and electricity markets, SPIMEX

Boris CHERNIY
Deputy managing director — natural gas and electricity markets, SPIMEX

Аннотация.
В настоящей статье проведен анализ состоявшейся в мае 2025 г. в Санкт-Петербурге конференции о проблемах и перспективах развития российского рынка газа. Отсрочки в осуществлении реформ газовой отрасли вызвали снижение аналитической активности, что естественно не приводит к устранению существующих проблем и противоречий. По нашему мнению, в этих условиях дискуссия не должна прекращаться, а наоборот, должна становиться более четкой, профессиональной, давать обоснованные ответы на принципиальные вопросы. Среди них главные: как повысить эффективность работы газовой отрасли? Может ли повышение значений регулируемых цен способствовать решению этой задачи? Какие критерии выбрать для мониторинга состояния эффективности развития рынка, в какой форме они должны быть представлены в Энергетической стратегии РФ? В статье приведены ответы ученых и практиков на эти вопросы.
Abstract.
This article analyzes the results of the conference held in St. Petersburg in May 2025, concerning the problems and prospects for the development of the Russian gas market. Existing delays in the gas industry reforms implementation have caused a decrease in analytical activity, which naturally may not lead to the elimination of existing problems and contradictions. In our opinion, in these conditions, the discussion should not cease, but on the contrary, it should become clearer, more professional, and provide justified answers to the key questions. Among them are: how to increase the efficiency of the Russian gas industry? Can an increase in regulated prices values contribute to solving this problem? What criteria should be chosen for monitoring the pace of market development, in what form should they be presented in the Energy Strategy of the Russian Federation? The article provides researcher’s opinions to these questions.
Ключевые слова:
рынок природного газа, ценообразование на рынке природного газа, Биржевая торговля природным газом, Энергетическая стратегия РФ.
Keywords:
natural gas market, natural gas market pricing approaches, Commodity Exchange trading of natural gas, Energy strategy of the Russian Federation.

DOI 10.46920/2409‑5516_2025_09212_44

В Санкт-­Петербургском государственном экономическом университете 15–16 мая этого года состоялась проводимая Санкт-­Петербургской биржей 2‑я ежегодная конференция «Перспективы развития внутреннего рынка газа в России», в которой приняли участие специалисты ПАО «Газпром», Минэнерго России, Московского государственного университета им. М. В. Ломоносова, представители профессионального и экспертного сообщества.
Подготовка к конференции выявила изменившийся за год спектр взглядов научного сообщества: многие ссылались на отсутствие значимых изменений на рынке за прошедший период, что могло привести к бесцельному повторению прошлогодних докладов. Отчасти из-за этого не удалось услышать выступления некоторых видных специалистов в области исследования рынка энергоносителей, в частности, ученых из ИМЭМО – авторов цикла статей о кризисах на рынках газа и электроэнергии в ЕС. Хотя, если и допустить отсутствие изменений за год, это фактически означает отсутствие продвижения, сохранение существующих проблем отечественного рынка газа, которые должны быть четче артикулированы, а меры для их решения – пересмотрены и усилены.
Объективности ради следует признать, что изменения на рынке были, и достаточно существенные. Можно начать с вступления в силу Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2050 г., утвержденной Распоряжением Правительства Российской Федерации от 12.04.2025 г. № 903‑р (далее – Энергостратегия‑2050), вокруг которой и сложилась основная теоретическая дискуссия. Выступивший на конференции представитель департамента 623 «Газпрома», занимавшегося разработкой и согласованием Энергостратегии‑2050, призвал участников повнимательнее ознакомиться с ее содержанием, поскольку в документе содержатся ответы на все поставленные на конференции вопросы.

Новации Энергостратегии‑2050

Аналитики, со своей стороны, оценили новации Энергостратегии‑2050 в части развития внутреннего рынка газа не так однозначно. Как известно, основным фактором повышения эффективности энергетики со середины 1990‑х гг. и до Энергостратегии‑2030 [1] было «формирование рациональной системы внутренних цен на энергоносители за счет их постепенной управляемой либерализации для стимулирования рачительного использования энергоносителей в экономике и населением», «совершенствование организационной структуры газовой отрасли в целях повышения экономических результатов ее деятельности и формирование либерализованного рынка газа»; ожидалось, что «на внутреннем рынке будет активно проводиться управляемая либерализация…, будет развиваться биржевая торговля природным газом, основанная на прозрачных и недискриминационных условиях доступа всех участников рынка к газотранспортной инфраструктуре». К 2030 г. виделось решение задачи «завершение либерализации внутренних рынков электроэнергии и газа».
Энергостратегия‑2035 была в этом отношении скромнее, больше соответствовала критике плановых документов последнего периода: «…в результате стратегия превращается в перечисление всевозможных общих намерений с нечетко выраженными и поэтому трудно контролируемым конечным результатом» [2], но и она ставила задачу «поэтапного перехода от регулирования оптовых цен на газ к рыночным механизмам ценообразования», отмечая как основную проблему отсутствие полноценного конкурентного внутреннего рынка газа. В комплексе ключевых мер, обеспечивающих решение задачи совершенствования внутреннего рынка газа, был обозначен поэтапный переход от регулирования оптовых цен на газ к рыночным механизмам ценообразования, что, однако, подтверждало преемственность предыдущих задач и целеполаганий по развитию рынка газа.
Напротив, главной задачей Энергостратегии‑2050 в сложившейся сложной международной обстановке, очевидно вынужденно, стала «проработка вопроса необходимости ускорения темпов роста и увеличения объемов экспорта газа». В русле этой «стратегии» и внутреннему рынку поручено «увеличение потребления газа», однако с оговоркой «обеспечения приоритета экономически обоснованного снабжения внутреннего рынка». Это видимое противоречие разрешается формулой «установление экономически обоснованных цен на газ».
Впервые в новейшей истории в Энергетической стратегии России не упомянута задача развития внутреннего рынка газа – важнейшего национального стратегического природного ресурса, единственного оставшегося в модели плановой экономики. А между тем переход цен на газ от регулируемых к рыночным был не отвлеченной отраслевой задачей, а тем ключом, который был призван распутать клубок накопившихся экономико-­социальных государственных проблем через повышение энергоэффективности российской экономики, что обеспечивало взаимосвязанное решение всего комплекса проблем:
– увеличение доли продажи продуктов переработки природного газа за рубеж;
– создание источников финансирования разработки сложных месторождений и обновления и расширения ГТС;
– развитие отечественного энергосберегающего машиностроения, систем интеллектуального учета газа;
– увеличения налогооблагаемой базы топливных отраслей за счет единого рыночного ценового фактора – что должно привести к выравниванию НДПИ.
– создание полноценной межтопливной конкуренции, сокращение доли газа в энергоснабжении за счет использования альтернативных источников энергии, в т. ч. угля. В этой связи необходимо отметить, что пока в нашей стране целая угольная отрасль становится нерентабельной [3], в США приняли закон о комплексных мерах для расширения использования угля [4]. Уголь по-прежнему остаётся крупнейшим источником электроэнергии в мире и вторым крупнейшим источником энергии с долей 25% в мировом энергобалансе [5].
Энергостратегия‑2050 по инерции упомянула задачу «эффективное и рациональное использование запасов природного газа», однако мер, способных привести к ее реализации, в документе не отражается. Выступающие не только отметили это отличие от предыдущей ценовой политики, но и обратили внимание на необходимость координации с другими государственными документами стратегического развития.
Так, федеральный проект «Развитие конкуренции» (срок реализации проекта с 01.01.2025 г. по 31.12.2030 г.) ставит задачу формирования прозрачных рыночных индикаторов природного газа в РФ. Эта работа должна сочетаться с положениями Энергостратегии‑2050 об «экономически обоснованной цене». Минэнерго России совместно с заинтересованными федеральными органами исполнительной власти поручено разработать проект плана мероприятий по реализации Энергостратегии‑2050. В проекте данного плана задача по разработке моделей по определению экономически обоснованной цены на природный газ поручается ПАО «Газпром».

Чем можно обосновать «экономически обоснованные цены на газ»?

Возвращаясь к ценообразованию на рынке газа, как можно интерпретировать формулу «установление экономически обоснованных цен на газ»? Может ли «экономически обоснованная цена» отличаться от рыночной цены, которая могла бы формироваться на основе конкурентных аукционов или на биржевых торгах – то есть за счет механизма, рекомендуемого Президентом и Правительством РФ, по крайней мере, с 2017 г.? Или, наоборот, это означает переход к аналитически рассчитанному тарифу, как бы указывающему на отсутствие необходимости поиска рыночного значения?
Экономическая теория указывает, что равновесную цену в экономике сложно определять на основе затрат, особенно в отраслях, склонных к естественному монополизму. Дискуссия по этому поводу ведется давно, выработаны различные методики расчета тарифов для естественно-­монопольных видов деятельности – по моделям «затраты+» – как в газовой отрасли, или «регулируемой базы инвестированного капитала (RAB) – как в электроэнергетике, каждая из которых имеет свои недостатки. Еще в далеком 2009 г. Правительство РФ указало, что «действующая система государственного регулирования субъектов естественных монополий, в том числе посредством установления тарифов методами индексации и экономически обоснованных затрат, не стимулирует в должной мере субъекты естественных монополий сокращать операционные затраты, повышать эффективность инвестиций» [6]. Методика установления цен в газовой отрасли с тех пор не претерпела изменений, концепция «равнодоходных цен», задуманная как заменитель ценообразования внутреннего рынка, была признана неработоспособной, а перекосы в развитии газовой отрасли только усугубились [7].
Для разрешения указанного противоречия некоторыми докладчиками на конференции был предложен компромиссный термин «контролируемое дерегулирование», то есть административное выделение социально-­значимых категорий потребителей – домохозяйств, стратегически важных сфер, таких как оборона, или регионов, в которых невозможно пока организовать конкуренцию и для которых должно сохраняться государственное регулирование цен на газ. Но необходимо ли продолжение cost+ регулирования для секторов, где низкие цены на газ повышают рентабельность конечного продукта? Участники рынка и ученые сомневаются в этом.

Другие изменения на рынке

Возвращаясь к теме произошедших за год на рынке изменений, можно отметить следующее. Приказом ФАС России с 1 июля 2025 г. вилка регулируемых цен между исключающей и не исключающей группой будет устранена, что по сути означает отход от оперативных мер регулирования и возвращение к более стабильной парадигме. Должны быть применены и соответствующие налоговые решения в области НДПИ. Меры по повышению маржинальности продаж, усиливаемые как ПАО «Газпром», так и независимыми поставщиками, отразились и на биржевом рынке. Объем торгов в первом полугодии достиг максимума с 2020 г., в том числе за счет активизации использования балансировочных инструментов. В свою очередь, успех биржевой балансировки, обеспечивающей 100% исполнение договоров как в части оплаты, так и отбора газа, обеспечил уверенность Минэнерго России в необходимости включения в правила поставки газа балансировочной терминологии и разработки и утверждения правил коммерческой балансировки.
Все эти изменения, которые по-новому высветили старые проблемы, охватил доклад Константина Симонова – генерального директора Фонда национальной энергетической безопасности, заведующего кафедрой политологии Финансового университета при Правительстве Российской Федерации. Он обозначил следующие ключевые перекосы в развитии отечественного рынка газа:
– налоговый, закрепивший разные ставки НДПИ для «Газпрома» и независимых производителей, что составляло часть пакета «сдержек и противовесов», однако в последнее время конкурентная среда сильно изменилась и требуется принципиальный пересмотр этого подхода;
– транспортный, требующий определения справедливой цены транспортировки газа. «Газпром» указывает на десятилетнее «недоиндексирование» тарифа, а независимые производители так же успешно доказывают его завышенность. А поскольку цена транспорта достигает половины регулируемой цены в некоторых регионах, то неурегулированность ее величины оказывает негативное влияние на формирование единой цены газа;
– правовой, обязывающий «Газпром» обеспечивать бесперебойное газоснабжение потребителей независимо от их готовности соблюдать платежную дисциплину или дисциплину газоснабжения. Обратной стороной этой проблемы являются преимущества независимых поставщиков при контрактации с ключевыми платежеспособными потребителями;
– частным случаем предыдущего тезиса является проблема обеспечения пикового спроса потребителей, обеспечение исполнения которой требует координации комплекса процессов – от обеспечения гибкой добычи на месторождениях (расконсервации), формирования запасов газотранспортных мощностей и газохранилищ, до сложной системы учета и диспетчеризации ГТС.
И если первые три проблемы могут быть решены внесением изменений в нормативные документы, то последняя проблема «разрослась» в слишком сложном наборе сопутствующих обстоятельств, чтобы позволить аналитическими методами выявить все центры дополнительных расходов и создать нормативную схему для их компенсации.
Мировая практика предлагает один проверенный метод решения этой проблемы – систему коммерческой балансировки газа. Внедрение такой системы и в России заявлена в качестве цели в действующей дорожной карте развития конкуренции, частично внедрена на биржевом рынке, однако переход к этой модели на внебиржевом рынке в настоящее время вызывает множество вопросов у всех, включая регуляторов. Для прояснения технологических вопросов биржа в апреле этого года пригласила всех ключевых участников рынка изучить детали работы балансировочной схемы в специфических условиях турецкого рынка газа. В ходе экспертной дискуссии «Современные модели развития национальных газовых рынков: зарубежный опыт и возможности его применения на российском рынке газа» представители биржи рассказали об успешном опыте использования коммерческой балансировки газа на стамбульской энергетической бирже EPİAŞ в условиях работы внебиржевого рынка газа, во многом совпадающих с российскими.
Интересно отметить, что в начале 2000‑х гг. аналитики указывали, что одним из условий внедрения программы энерго- и газосбережения было предоставление возможности доступа к дополнительной транспортировке газа, к рынку газа для организации перепродажи сэкономленных объемов [8]. Возможность реализации этого (в форме биржевой коммерческой балансировки объемов газа) появилась только сегодня.

Особенности турецкой балансировки

Турецкий опыт балансировки показался нам, на первый взгляд, достаточно простым. Участникам рынка (потребителям и поставщикам газа) предоставляется доступ к биржевым инструментам со сроком поставки от недели и до суток, в которые происходит поставка газа. Целью этой торговли является превентивное (до закрытия баланса месяца) урегулирование возникающих небалансов. Например, покупатель может продать ожидаемую невыборку или приобрести перебор. При этом он в постоянном режиме информируется о нетто-­позиции по всем своим договорам. Имеется даже инструмент с таким сроком поставки, чтобы до 11 часов утра следующего дня компенсировать фактические отклонения вчерашних газовых суток. По итогам месяца газотранспортная организация сводит показания приборов учета и выявляет итоговые отклонения каждого участника, которые условно «покупаются» или «продаются» по рыночным ценам, скорректированным на штрафные коэффициенты. Это создает четкий стимул для участия в торгах, обеспечивает их ликвидность и «генерирует» рыночную цену.
Однако с правовой точки зрения такая конструкция требует не только четкой договорной «обвязки», но и закрепления в нормативных документах обязательства участников – по совершению биржевых операций, владельца ГТС – становиться контрагентом по балансировочным биржевым договорам, и право биржи – выставлять счета по соответствующему алгоритму и добиваться их оплаты через удержание залогов.
Пример Турции оказался полезен и с точки зрения модели госрегулирования: государственная газовая компания Botas устанавливает еженедельные/ежемесячные предельные цены для определенных групп потребителей. Это успешная гибридная модель, в которой регулирование и рыночная дисциплина – сосуществуют.

Новые правила работы рынка

С 2021 г. Минэнерго России развернуло работу по совершенствованию правил поставки газа. Структурные противоречия отрасли не позволяли все эти годы проекту вступить в силу, но с каждым годом его наполнение приближалось к рыночному идеалу. Включение в проект 1901 более четких требований к дисциплине газоснабжения заставило крупнейшую группу российских потребителей – электроэнергетиков, которые вносят наиболее существенную неравномерность в потребление газа, поднять вопрос о сохранении имеющихся преимуществ «гибкости» договоров поставки. В этом отношении ответ газовиков обоснован технологией транспортировки газа – превышение критических значений отбора газа в одной точке подключения не может быть в общем случае компенсировано невыборкой в другой, расчет отклонений должен осуществляться раздельно.
Доля газа в энергобалансе России, как известно, уникально высока. Поэтому предприятия электроэнергетики, как крупнейшие потребители, формируют характер отклонений от плана, дисциплины газоснабжения для всего рынка газа. И оптимизация издержек газовой отрасли, очевидно, должна строиться на повышении дисциплины всех категорий потребителей. Электроэнергетический сектор настороженно относится к этому, масштаб нештрафуемых отклонений достигает, по сообщениям представителей «Газпрома», 40–50 млрд м3 в год, и наведение элементарного порядка в этом вопросе может несколько ухудшить экономические показатели энергетиков, но добавит стимулов газовикам. Такой эффект может носить временный характер до изменения порядка работы с портфелем договоров.
Пример Турции демонстрирует, что модель коммерческой балансировки всех оптовых сегментов потребителей, включая в первую очередь электроэнергетиков, успешно работает, выступая в качестве начального этапа дерегулирования всего рынка газа.

Что предстоит сделать?

В настоящее время под руководством Минэнерго России ведется напряженная работа по согласованию положений правил коммерческой балансировки, вступление в силу которых намечено на 1 марта 2026 г. Вопросы, требующие решения, находятся в правовой и отчасти в технологической плоскости.
Во-первых, требуют окончательного согласования принципы и процедуры обобщенного учета отклонений и влияния на баланс заключаемых сделок по их урегулированию, то есть данных о переборах и невыборках по каждому участнику газоснабжения, учитываемых ООО «ОТП ТЭК» по биржевым договорам в посуточном режиме на ТТС, а также отклонений по внебиржевым договорам, учитываемым при сведении месячного баланса газа. Сложность решения этого вопроса также обусловлена тем, что в действующих моделях балансировки (включая турецкую), учет небалансов ведется раздельно по каждому участнику системы газоснабжения, то есть по его совокупному портфелю обязательств (договоров), а предлагаемая в ПП 1901 схема предлагает сохранившийся в правилах поставки газа с 1998 г. учет отклонений относительно каждого отдельного договора.
Во-вторых, требует урегулирования вопрос правового статуса переборов газа. В действующей биржевой модели балансировки отклонения (невыборка) находятся в периметре ранее заключенного, «первичного» договора поставки газа, от которого и отсчитываются отклонения. Однако такая модель плохо стыкуется с физикой перебора, поскольку чей‑то газ был из ГТС фактически отобран, а поставщик – сторона по «первичному» договору – в соответствующие сутки скорее всего сдала в ГТС только обычную суточную норму поставки. Получается, из ГТС был отобран газ владельца ГТС? На каком правовом основании?
Решением этого вопроса представляется модель коллективного договора между владельцем ГТС и всеми (балансируемыми) участниками газоснабжения, которая предполагает их согласие на то, что все подтвержденные факты перебора оформляются договорами поставки газа, цена по которым определяется как заранее согласованная функция от биржевого индекса. Требуется внесение в нормативные акты положения о том, что такие сделки могут заключаться с привязкой к дате выявления небаланса, а поставка ресурса газа по такой сделке будет считаться урегулированием возникшего в предыдущий период небаланса.
Следующей проблемой, вытекающей из предыдущей, является цена заключения балансирующего договора. Пожелание регулятора о включении сразу, на первом этапе реализации проекта, небалансов по договорам поставки газа, заключенным по регулируемой цене, ставит проблему совместимости региональных регулируемых цен, указанных в договорах, и цен на балансовых пунктах, по которым должна осуществляться балансировка. Расчеты, проведенные специалистами Департамента 134 «Газпрома» показывают, что из-за почти двукратной разницы значений регулируемых цен – от 4255 (ЯНАО) до 7924 (Дагестан), даже с учетом их корректировки на значения транспортных тарифов для «приведения» к балансовым пунктам, разница цен на балансовый пункт может достигать порядка 1 тыс. руб. за 1 тыс. м3, что открывает путь для ненужных спекуляций. Решением может являться создание 4–5 виртуальных балансовых зон с «административным» закреплением близких по ценам «нетбэков» регионов за каждой из них, либо разработка проекта торгов с представлением цен в виде коэффициентов к регулируемым ценам в регионе покупателя. Требуется согласование с регулятором этого вопроса.
Принципиальным вопросом является организация оперативного доступа к ГТС балансируемых, то есть продаваемых и покупаемых на торгах, объемов газа, особенно если они будут фиксироваться на точках входа и выхода из ГТС, а не на балансовом пункте, как это реализовано в биржевой схеме балансировки. Этот вопрос потребует внесения изменений в положение о предоставлении доступа к ГТС балансируемых объемов газа.
Это только основные вопросы, но очевидно, что запуск реальных операций потребует решения каких‑то новых, непредвиденных задач, как, например, суточный учет газа поставщиков, либо обеспечение доступа на балансовый пункт, не имеющий физической привязки к точке выхода потребителя. В этой связи представляется целесообразной организация пилотных балансировочных торгов, возможно по самой простой схеме – газ по внебиржевому договору продается на биржевом балансовом пункте. Запуск такой схемы потребует минимальных нормативных изменений, но зато предоставит удобный полигон для конструктивного поиска решений возникающих противоречий.
Участники конференции отметили важность таких встреч, профессиональных дискуссий с участием как представителей научного сообщества, так и отраслевиков-­практиков, а также аспирантов и студентов академических вузов, преподавателей, готовящих кадры для отраслей народного хозяйства.

Использованные источники

1. Энергетическая стратегия России на период до 2030 г.: распоряжение Правительства Рос. Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р. // СПС «Консультант Плюс».
2. Шпакова Р. Н. Стратегическое планирование на федеральном уровне // Государственное управление. Электронный вестник. № 103, 2024.
3. Минэнерго оценило потери угольной отрасли в 2 трлн руб. // Ведомости. 02.04.2025.
4. Минэнерго предупредило об угрозе банкротства 27 угледобывающих предприятий России. Электронные данные // Forbes Russia, 2025.
5. Executive Order 14261 of April 8, 2025 by President of the United States Reinvigorating America’s Beautiful Clean Coal Industry and Amending Executive Order 14241.
6. Из доклада главного исполнительного директора, председателя правления, зампредседателя совета директоров ПАО «НК «Роснефть» И. И. Сечина на ПМЭФ-2025.
7. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 19 мая 2009 г. № 691-р «Об утверждении Программы развития конкуренции в Российской Федерации».
8. Центр стратегических разработок. Перспективы развития газового рынка России // Центр стратегических разработок. Москва. 2019.
9. Кротова М. В. Институциональный аспект формирования государственной политики по эффективному использованию природного газа на современном этапе развития российской экономики // Вестник Московского университета. Серия 6. Экономика. № 3, 2024. С. 312–336.