Автореферат (Развитие российского газового сектора в условиях формирования общего рынка газа ЕАЭС), страница 7

куб. м в 2015 г. до 252 долл./тыс.куб. м к 2025 г., а повышение транспортных расходов в общем росте цены составит63%. Стоит отметить, что основным фактором снижения цены для Беларуси до 2015 г.было ослабление рубля, из-за которого цена на газ в ЯНАО в долларовом выраженииопустилась с 67 до 39 долл./тыс. куб. м. Таким образом, предпосылка дальнейшегоукрепления рубля будет одним из важных факторов увеличения долларовой цены нагаз. В этом контексте стремление к переходу на рублевые расчеты можетположительно отразиться на прогнозных ценах на газ для Беларуси, которые к 2025 г.будут ниже сценария в долларах на 6,5%.23В результате инерционный сценарий приведет к дальнейшей эскалации газовыхспоров.

Формального основания для урегулирования конфликта интересов непоявится, так как у участников газового рынка не будет четкого представления оформировании цены на газ ФАС и транспортных тарифов. Оптовые цены на газ вРоссии при среднегодовом росте 3,2% составят 5534 руб./тыс. куб. м в 2025 г. (Рисунок8). Такой метод установления цены, основанный на концепции «затраты плюс», небудет стимулировать компании к оптимизации производственных издержек, чтоприведет к потере эффективности добычи.1210864202010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025Оптовая цена российского газаЦена на границе Беларуси в рублях 2014 г.Цена на границе БеларусиРисунок 8. Прогноз цен на газ в России и Беларуси в инерционном сценарии,тыс. руб./тыс.

куб. мИсточник: рассчитано автором по: World Bank Commodities Price Forecast[Электронныйресурс]//WorldBank,2017.-Режимдоступа:http://pubdocs.worldbank.org/en/926111485188873241/CMO-January-2017-Forecasts.pdfВнедрение рыночных механизмов ценообразования в условиях естественноймонополии весьма затруднительно. Существует огромная неопределенность вотношении экономической целесообразности выделения активов из монополиста, неисключена вероятность снижения производственной эффективности. Однако внекотором роде процесс либерализации уже был запущен с предоставлением особыхусловий независимым производителям газа. В условиях растущей конкуренцииочевидна необходимость следовать намеченному пути к рыночным механизмам.

Вэтом ракурсе стоит рассмотреть так называемый переходный сценарий, которыйсоответствует последней концепции российского правительства в отношениидолгосрочной политики ценообразования.В переходном сценарии внутренние цены на газ в России будут формироватьсясогласно принципу достижения равной доходности на внутреннем и экспортномрынках, а стоимость газа для торговых партнеров в ЕАЭС – как оптовая цена24соответствующегороссийского субъекта плюстранспортные издержки.Равнодоходная цена будет устанавливаться в качестве верхней ценовой границы приликвидации нижней, что обеспечит справедливую конкуренцию на внутреннем рынке.Оптовые цены на газ для промышленных потребителей в 2016 г. так и не сравнялись сравнодоходной ценой, что связано с ростом курса до 65 руб./долл.

Если бы курссохранился на уровне 2014 г., нетбэк был бы достигнут уже в 2015 г. В результатеравнодоходная цена на газ, базой которой служит цена реализации Газпрома в дальнемзарубежье (ДЗ), вырастет на 9% к 2019 г., после чего будет планомерно снижаться до5191 руб./тыс. куб. м в 2025 г. (Рисунок 9).Нетбэк от спотовой цены TTFНетбэк от цены Газпрома в ДЗНетбэк в 2016 г.Снижение курса доллара(с 65 до 45 руб./долл.)Рост цены реазициигаза в ДЗс 165 до 268 долл./тыс. м3Транспортные затратыв ДЗ (+40%)5 139Таможенная пошлина2 845Транспортные расходыза рубежом3 336660Рост тарифа за пределами ТС(с 82 до 109 руб./тыс.

м3*100 км)8591 901Нетбэк в 2016 г.2 668Падение курса доллараИндексация тарифовза рубежом6135 1912 070Транспортные расходына внутреннем рынкеРост цен TTF(с 146 до 222 долл./тыс. м3)236Нетбэк в 2025 г.9 4832 141Падение реализации газа в ДЗс 180 до 162 млрд м3Рост тарифа в пределах ТС(с 65 до 86 руб./тыс. м3*100 км)Спотовая цена на газTTF в 2016 г.3 4222 283288Рост тарифана внутреннем рынке613Нетбэк в 2025 г.2 905Рисунок 9.

Факторы изменения равнодоходной цены газа в 2025 г. относительно 2016 г.Источник: рассчитано автором по: Приказ ФСТ России от 09.07.2014 N 1142-э (ред. от24.03.2015) "Об утверждении Положения об определении формулы цены газа"(Зарегистрировано в Минюсте России 21.07.2014 N 33164). [Электронный ресурс] / М.:КонсультантПлюс,2014.–Режимдоступа:http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_166007/Согласно нашему прогнозу, нетбэк от цены Газпрома в дальнем зарубежьесравняется с регулируемой ценой после 2023 г.

Данный подход к установлениюпотолка цен на отметке экспортного нетбэка к цене Газпрома в Европе не позволитизбежать искусственного завышения цен ввиду несопоставимости рынков.Экономически обоснованные цены для европейских потребителей, выраженные виностранной валюте, могут отличаться от справедливого уровня цен на внутреннемрынке, особенно после произошедшей девальвации российского рубля. Кроме того,корзина цен Газпрома завышена по ряду стран, в то время как динамика европейскихспотовых цен определяется факторами спроса и предложения на внутреннем рынке ЕС,ввиду чего существует риск получения неправильных ценовых сигналов как длявнутреннего рынка России, так и для стран ЕАЭС.25В апреле 2016 г.

ФАС выступила с предложением провести либерализацию ценна газ с 2018 г. при индексировании текущих регулируемых тарифов в 2017 г. на 4%. Втаком случае при переходе к нетбэку от цены реализации Газпрома в Европе впоследующие два года внутренние цены на газ должны будут ежегодно повышаться на10%, в случае привязки цены к спотовым ценам на газ TTF (торговая площадка вНидерландах) тариф на газ должен будет ежегодно снижаться на 6%.

Получается, чтов кризисных условиях оба варианта выхода на паритет слишком агрессивны дляроссийских потребителей и стран ЕАЭС даже с учетом отмены нижней границы цен.Инновационный сценарий предполагает полноценную либерализацию газовогорынка стран – членов ЕАЭС. Он подразумевает запуск рыночных механизмовтарифообразования и ценообразования путем создания и развития площадок биржевойоптовой торговли газом, чтобы в дальнейшем привязать биржевую цену кдолгосрочным контрактам на внутреннем рынке.6 0005 5005 0004 5004 0003 5003 0002015201620172018Регулируемая цена ФАС2019202020212022202320242025Биржевая цена на ГРС** газораспределительная станция, регулируемая цена составлена по соответствующимбазисным пунктамРисунок 10.

Факт и прогноз регулируемых и биржевых цен на газ до 2025 г., тыс.руб./тыс. куб. мИсточник: рассчитано автором по: Справка об экономических показателяхприобретения покупателями газа на АО "СПбМТСБ" по биржевым договорам23.12.2016 [Электронный ресурс] / Санкт-Петербургская международная товарносырьеваябиржа.–П.:СПбМТСБ,2016.-Режимдоступа:http://spimex.com/upload/iblock/1df/1df9810351bb7384edad703031402584.pdfТак как биржевая цена отражает спрос и предложение газа в рамках торговойплощадки, переизбыток производственных мощностей будет ограничивать ее26значение, которое будет ниже регулируемой цены в среднем на 9% в период 2017–2020 гг.

Расширение поставок газа в восточном направлении будет постепенно снижатьуровень дифференциала, в конце 2024 г. средние цены на соответствующихгазораспределительных станциях (ГРС) сравняются и к моменту запуска общего рынкагаза превысят регулируемые цены, сдерживаемые инфляцией, на 2% (Рисунок 10).Переход на такой механизм ценообразования целесообразен при достижениидостаточного объема торгов – как минимум 10% добычи, или порядка 70 млрд куб.

м.,в связи с чем данный сценарий несет в себе риски для действующих субъектов рынка,от которых потребуется быстрая адаптация к новым условиям. С другой стороны,основным эффектом использования биржевого ценового индекса будет оперативнаяреакция цен на сигналы внутреннего рынка: при сокращении потребления газа ценыбудут сокращаться, тем самым стимулируя потребительский спрос, и наоборот. Рынокстанет более сбалансированным.Выбор сценария развития общего рынка газа ЕАЭС будет зависеть от характераоптимизационной задачи, которую должны формулировать государства.

Еслиосновной целью будет краткосрочное наполнение бюджета для сглаживанияпоследствий преодоления кризиса в России, оптимальным станет переходныйсценарий – при условии формирования равнодоходной цены от стоимости реализациигаза Газпромом в ДЗ (Рисунок 11).Потреблениегаза ЕАЭСЭкспорт газав третьистраныЦены на газв Россиии ЕАЭСДоходыгосударстваДоходыкомпанийИнновационныйПереходныйИнерционныйПотреблениегаза Россиейдо 2020 г.до 2025 г.Рисунок 11. Влияние сценариев на ключевые показатели развития общего рынка газаЕАЭСИсточник: составлено авторомОднако в среднесрочной перспективе рост цен для ослабевших экономикстран-членов выразится в повышении энергосбережения и уменьшении27промышленной активности, что дестимулирует потенциальный спрос на российскийгаз в таможенной зоне.

Кроме того, такой механизм может порождать ценовыеконфликты, так как его прозрачность может быть легко оспорена торговымипартнерами в судебном порядке. К примеру, подобный вариант развития событийвозможен, если считать нетбэк от цены российского газа на границе Германии, длякоторой стоимость российского газа искусственно занижена и не соответствуетнетбэку от средней по Европе цены.

Зависимость от валютного курса, несмотря напостепенное снижение стоимости газа в связи с укреплением рубля, будет усиливатьнеопределенность и тормозить принятие долгосрочных инвестиционных решенийучастниками газового рынка, повысится ценовая волатильность годовых временныхрядов. За счет отмены нижней границы цены Газпром получит возможностьконкурировать с НПГ, компенсируя демпинговый уровень цен в некоторых регионахэкспортными доходами, в результате чего монопольное положение компании будетукрепляться, вырастет ценовое неравенство регионов. Отсутствие прямых экспортныхконтрактов независимых производителей по трубопроводному экспорту будетограничивать потенциальную доходность поставок газа.Сохранение текущей газовой модели, в частности при продолжении ручногорегулирования цен в пределах инфляции, не будет отражать потребности рынка, хотяи будет покрывать себестоимость добычи компаний.