ТРАНСФОРМАЦИЯ МЕХАНИЗМОВ ЦЕНООБРАЗОВАНИЯ НА ПРИРОДНЫЙ ГАЗ: ПЕРСПЕКТИВЫ ВОЗВРАЩЕНИЯ К СТАЦИОНАРНОСТИ Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

УДК 620.9

EDN: QFUYLP

Трансформация механизмов ценообразования на природный газ: перспективы возвращения к стационарности

Transformation of natural gas price formation mechanisms: prospects of retreat to stationary development

Сергей КОМЛЕВ Независимый эксперт, к. э. н. E-mail: [email protected]

Sergei KOMLEV

Independent expert, Ph.D. (Econ.), Saint-Petersburg E-mail: [email protected]

Даниил ЧАПАИКИН Аспирант, Национальный исследовательский институт мировой экономики и международных отношений РАН (ИМЭМО РАН) E-mail: [email protected]

Daniil CHAPAIKIN

Ph.D. student, Primakov National Research Institute of world economy and international relations, Moscow E-mail: [email protected]

Компрессорная станция «Минская» газопровода «Ямал — Европа»

Источник: gazprom.ru

<

с;

о

СЦ <

Аннотация. Исключительно высокая волатильность биржевых цен на европейских торговых площадках снижает инвестиционную привлекательность газовой индустрии. Авторы статьи связывают эту волатильность со вступлением европейского газового рынка в период 55 нестационарного развития, характеризующегося растущими объемами безадресного СПГ с их дестабилизирующей рынок ролью. Авторы выделяют несколько последовательных этапов в трансформации механизмов ценообразования на природный газ. Историческая смена моделей ценообразования показана через призму межтопливной конкуренции на рынках. Произведен актуальный количественный анализ зависимости газовых цен от угля и нефти, отражающий описанные периоды. Построен качественный прогноз коридоров волатильности газовых цен в средне- и долгосрочной перспективах. Ключевые слова: энергетический рынок, природный газ, СПГ, ценообразование, межтопливная конкуренция, нефть, уголь, конкуренция «газ-газ», конкуренция «газ-субститут», прогнозирование цен.

Abstract. Hub-based prices for natural gas in Europe are extremely volatile, what negatively affects investment attractiveness of the regional gas industry. Authors associate this volatility with the accession of the Eurasian market into a period of non-stationary development, characterized by the growing volumes of flexible LNG. These volumes are in fact destabilizing regional supply and demand balances. The authors distinguish several successive stages in evolution of the natural gas price formation mechanisms in Europe through the prism of interfuel competition on the regional markets. The guantitative analysis of the dependence of gas prices on coal and oil prices in the medium and long term prospective in accordance with the periods described is presented. Keywords: energy market, natural gas, LNG, price formation mechanisms, interfuel competition, oil, coal, «gas-on-gas» competition, «gas-on-substitute» competition, price forecasting.

//

По данным

Международного газового союза, доля нефтяной индексации в общем потреблении Европой упала с 78% в 2005 г. до 23% в 2021 г.

За последние годы динамика биржевых цен на природный газ в Европе характеризуется исключительно высокой вола-тильностью. Турбулентность биржевых цен имеет тенденцию к усилению, в особенности это касается контрактов с коротким периодом поставки. Примеров такой ги-перволатильности достаточно. Котировки контракта «день-вперед» на торговой

площадке ТТР в конце мая 2020 г. обвалились в 4 раза по сравнению с декабрем 2019 г., затем в октябре 2021 г. наблюдался их 32-кратный рост. Новый абсолютный рекорд цены, примерно в три раза превышающий предыдущий, был зафиксирован в августе 2022 г. Затем в октябре 2022 г., феврале-марте 2023 г. котировки обвалились более чем в 10 раз по сравнению рекордным уровнем.

При такой волатильности закономерен вопрос: какую из цен можно считать отражающей реальную стоимость природного газа? Можно ли вообще прогнозировать его цену для обоснования инвестиционной привлекательности долгосрочных проектов и формирования достоверных бюджетов корпораций и национальных финансовых институтов?

С точки зрения авторов, качество средне- и долгосрочных прогнозов динамики цен на природный газ с помощью регрессионных моделей повышается, если они учитывают ее зависимость от динамики цен конкурирующих энергоносителей, прежде всего из триады ведущих ископаемых топлив, нефти/нефтепродуктов и угля.

<

о

сх

<

3500

m <

3000

2500

2000

1500

1000

500

17.01.2019(1) 21.05.2020(2) 06.10.2021 (3) 25.08.2022(4) 31.10.2022(5)

День-вперед Зимний сезон

Месяц-вперед «Газовый год»

Рис. 1. Взлеты и падения цен на торговой площадке ТТГ долл./тыс. м3

Квартал-вперед На год вперед

Летний сезон

Источник: составлено авторами по данным Argus (подписка)

<

о

СЦ <

Цены на эти энергоносители характеризуются относительно меньшим уровнем волатильности, а, следовательно, более высоким уровнем предсказуемости. Эта предсказуемость в отношении нефти в определенной степени объясняется существованием ОПЕК - международной межправительственной организации, созданной нефтедобывающими странами в целях контроля квот на добычу.

До середины прошлого десятилетия объективной необходимости в формировании аналогичного объединения экспортеров природного газа не существовало, так как мировой рынок был сбалансирован и на нем доминировали долгосрочные контракты с нефтяной индексацией. Кроме геополитических причин, а именно отсутствия единства в этом вопросе среди основных участников газового рынка, регулированию предложения препятствовали условия долгосрочных контрактов, в которых функция оперативного номинирования объемов поставки предоставлена покупателю, а не продавцу.

Турбулентность цен на природный газ в прошлом году привела к тому, что идеей их регулирования озадачился Евросоюз, который с середины февраля 2023 г. запустил механизм «потолка» цен, а с апреля - механизм совместных закупок: своего рода «картель покупателей», призванный

объединить интересы импортеров при взаимодействии с мировыми поставщиками.

Роль межтопливной конкуренции в ценообразовании на природный газ

В международной торговле природным газом,наряду с внутриотраслевой конкуренцией «газ-газ» (КГГ), в формировании цены исключительно важную роль играет межотраслевая, межтопливная конкуренция «газ-субститут» (КГС) [1, 2, 3]. Обе формы конкуренции постоянно взаимодействуют друг с другом, оказывая соответствующее воздействие на цену природного газа.

Если механизмы формирования цены в условиях КГГ хорошо изучены и не требуют специальных разъяснений: они определяются балансами спроса и предложения на природный газ - то влиянию КГС, характерному для рынка энергоносителей, и природного газа в особенности, обычно уделяется недостаточно внимания, хотя эта форма конкуренции в процессах формирования цены имеет значение не меньшее, чем КГГ [4]. Ее влияние сводится к установлению устойчивых взаимоотношений между ценами конкурирующих энерго-

В отличие от угля, который конкурирует с газом только в электрогенерации, нефть выступает в роли универсальной альтернативы газу, конкурируя с ним во всех без исключения сегментах рынка

вых деривативов. В отличие от общепринятой периодизации,которая оперирует теоретическими понятиями (рента Рикардо и/или Хотеллинга, кривая Хубберта) и сталкивается с проблемой их количественной оценки, предлагаемая периодизация позволяет легко квантифицировать взаимодействия в рамках ценового треугольника: нефть, газ, уголь.

Особенности стационарного периода в ценообразовании на природный газ в Европе

го <

носителей. Указанные взаимоотношения наглядно проявляют себя в случаях, когда цены конкурирующих энергоносителей приведены к сопоставимому по калорийности виду, то есть взяты за единицу их теплотворности.

Несмотря на то, что природный газ -один из самых ликвидных биржевых товаров в Европе, периодизация этапов эволюции его ценообразования может быть эффективно построена на базе межтопливной конкуренции. В истории КГС на европейском рынке природного газа прослеживаются четыре периода, см. таблицу 1.

Предложенная периодизация этапов ценообразования не противоречит общепринятой и детализирует ее [5]. Согласно общепринятой периодизации, ценообразование на европейском газовом рынке прошло через три стадии зрелости: «начальной», «интенсивного роста» и «зрелого рынка». Краткосрочные контракты и разовые сделки появляются на стадии «интенсивного роста». Они дополняются на этапе «зрелого рынка» развитием «бумажной» биржевой торговли, появлением финансо-

Стационарный период развития в целом характеризуется подчиненной ролью цен на природный газ. Главенствующую роль в формировании стоимости природного газа играют цены на нефть и нефтепродукты. По сути, цена газа является их производной. При такой ограниченной субъектности в вопросах ценообразования природный газ выступает в роли своего рода «младшего брата нефти».

В отличие от угля, который конкурирует с газом только в одном сегменте спроса - электрогенерации (конкуренция в коммунально-бытовом секторе после 70-х гг. сошла на нет), нефть выступает в роли универсальной альтернативы газу, конкурируя с ним во всех без исключения сегментах рынка.

Воздействие КГС на цены в стационарный период фактически осуществляется по принципу ценовых коридоров или конвертов: верхнюю границу коридора образует цена нефти/нефтепродуктов, взятая по тепловому эквиваленту, а нижнюю гра-ницу-соответствующая цена угля. Условно эта зависимость представлена на рис. 2.

сч о сч

Таблица 1. Периодизация этапов ценообразования на европейском рынке природного газа на основе межтопливной конкуренции

Источник: составлено авторами

Периоды Название периода Годы Состояние рынка природного газа Визуализация зависимости цен природного газа и конкурирующих энергоносителей

1 Стационарный 1 1960-2009 Сбалансированный с элементами дефицита Цены нефти, газа и угля по энергетическому паритету находятся в узком коридоре

2 Стационарный II 2010-2018 Сбалансированный с элементами профицита Цена газа находится в ценовом конверте, верхнюю границу которого образует цена нефти, а нижнюю - угля

3 Нестационарный 1 2019-2020 Несбалансированный, профицитный Цена газа опускается по паритету ниже цены угля

4 Нестационарный II 2021 -н. в. Несбалансированный, дефицитный Цена газа превышает по паритету цену нефти

<

о

сх

<

п <

Долгосрочные контракты на поставку трубопроводного газа с возможностями гибкой корректировки объемов (ACQ/MAQ, Carry-on Forward и Make-up Gas)1, долгие годы поддерживали европейский рынок в достаточно сбалансированном состоянии. Более того, цены экспортных контрактов были обычно привязаны к ценам нефтепродуктов и поэтому не могли оперативно отражать неравновесные состояния газового рынка. Балансировка рынка осуществлялась на национальном уровне из-за существования в долгосрочных контрактах запретов на трансграничную перепродажу.

С развитием торговых площадок, КГГ и краткосрочных сделок цены этих площадок начали реагировать на малейшие дисбалансы. Так, в ситуации профицита, цена газа в Европе устремлялась вниз на сближение с ценами угля. В условиях дефицита - вверх на сближение с ценами нефти и нефтепродуктов. В определенные периоды времени цены торговых площадок могли пробивать границы коридора в обе стороны, но это были скорее исключения из правила. Силы конкуренции с другими

ACQ и MAQ - годовые и минимальное количества законтрактованного газа. Обязательства оплаты возникают только при недоборе ниже годовых минимальных количеств. Наряду с этой гибкостью, долгосрочные контракты предоставляют возможность покупателю отбирать газ в объемах, превышавших годовые контрактные количества за счет будущих периодов поставки (COF), а также избежать штрафов, компенсируя продавцу годовой недоотбор в течении последующих 5 лет (MAG).

Долгосрочные контракты на поставку трубопроводного газа с возможностями гибкой корректировки объемов долгие годы поддерживали европейский рынок в сбалансированном состоянии

видами углеродных топлив в стационарный период всегда возвращали цены газа в рамки ценового конверта.

Отметим, что различие между стационарным периодом I и стационарным периодом II заключалось в том, что до конца 2010-х гг. мировые цены нефти, газа и угля по паритету существенно не различались между собой, см. рис. 3, 5). В период II визуализация их зависимости приобрела вид, показанный на рис. 2.

После 2008 г. на газовом рынке Европы произошли глубокие структурные преобразования, которые повлекли за собой революционные изменения в ценообразовании. Прямой результат этих преобразований -цены торговых площадок постепенно стали играть ведущую роль, оттеснив на перифе-

<

О

СЦ <

Рис. 2. Механизм формирования цен на природный газ под воздействием межтопливной конкуренции (КГК)

Уровень сопротивления

Паритет с ценами на нефть/нефтепродукты

Уровень поддержки

Паритет с ценами на уголь

Разница $/МБТЕ

Нефть Brent, долл./МБТЕ - Цены импортируемого газа в Германии

ЦеныимпортируемогоСПГвЯпонии - ИндексТТГ

Рис. 3. Отношение импортных цен на газ Источник: составлено авторами по данным BP. - URL: https://www.

к ценам нефти в Европе и Японии bp.com/content/dam/bp/business-sites/en/giobai/corporate/pdfs/energy-

economics/statistical-review/bp-stats-review-2022-full-report.pdf

рию рынка нефтяную привязку цен. Так, поданным обзора цен Международного газового союза, доля нефтяной индексации в общем потреблении Европой упала с 78 % в 2005 г. до 23 % в 2021 г. [6].

Однако, несмотря на то, что либерализация европейских энергетических рынков способствует вытеснению нефтяной индексации из практики контрактации и замене ее индексами торговых площадок, цены на газ в стационарном периоде II и без формальной привязки к ценам нефти/нефтепродуктов продолжали следовать ценовым тенденциям энергоносителей-субститутов. Особенно сильная, фактически линейная зависимость связывает цены нефти и природного газа по форвардным контрактам с продолжительным временным бази-

сом поставки, в частности с контрактом «год-вперед», таблица 2.

Как отмечалось в исследованиях, относящихся к этому времени, «европейские цены на газ также в долгосрочной перспективе должны быть прочно связаны с нефтяными, вне зависимости от использования или отказа от использования нефтяных индексов в долгосрочных контрактах» [7]. Устойчивая зависимость цен от нефтяных была связана и страдицией финансирования долгосрочных контрактов даже в тех случаях, когда газ реально не замещал нефтепродукты [8].

В интервале 2009-2018 гг., как следствие последовательной реализации Третьего энергетического пакета ЕС, коридор цен окончательно сформировался в достаточно широком диапазоне, см. рис. 3. В Японии,

IN О IN

<

Таблица 2. Коэффициенты корреляции ценами нефти Brent с ценами газового контракта «год-вперед»

Источник: рассчитано авторами по данным Argus

Значение коэффициента Ср. цена «год вперед» -цена нефти «Брент» Ср. цена «год вперед» -цена нефти «Брент» (3-мес. СС) Ср. цена «год вперед» -цена нефти «Брент» (6-мес. СС) Ср. цена «год вперед» -цена нефти «Брент» (9-мес. СС)

2010-2013 88% 90% 87% 86%

2014-2015 91 % 89% 89% 93%

2016-2018 82% 89% 89% 84%

с.

о

сх

<

TTF (Brent)

n <

2500,0

2000,0

1500,0

1000,0

500,0

0,0

• ф

< • • • • •

• • с

9 •

4

0,0

20,0

40,0

60,0

100,0

120,0

Рис. 4. График зависимости индикатора TTF от нефтяных котировок (Brent index), 2020 г. в долл./тыс. м3 и долл./барр.

Источник: составлено авторами

сч о сч

<

о

СЦ <

являющейся важной частью евразииского газового рынка, из-за сохранения преобладающей роли долгосрочных контрактов с нефтяной индексацией, диапазон этого коридора оказался более узким, чем в Европе.

Несмотря на возможность существенных отклонений цены природного газа от цены нефти/нефтепродуктов по энергетическому паритету высокий коэффициент корреляции между ними позволял строить регрессионные модели с высоким уровнем коэффициента детерминации, что, в первую очередь, относилось к прогнозам цен с длинным периодом поставки («квартал-вперед», «сезон-вперед» и «год-вперед»).

Переход к нестационарному периоду в ценообразовании на природный газ в Европе

При стационарной динамике ценообразования межтопливная конкуренция влияет на цены природного газа непосредственно через формирование ценовых коридоров/конвертов, которые вносят коррективы и ограничения в движение этих цен. Однако, как показало развитие событий после 2019 г., в условиях устойчивых дисбалансов конкуренция «газ-субститут» утрачивает свою роль в качестве доминирующего фактора в ценообразовании на «голубое топливо». Эта роль в ценообразовании переходит к конкуренции «газ-газ».

С конца 2018 г. единовременный ввод в действие дополнительных мощностей по производству СПГ в США на фоне сложившегося рынка покупателя привел к тому, что предложение газа стало существенно превышать спрос. Как результат такого превышения, цена природного газа в конце 2019 г. опустилась ниже цены угля, см. рис. 5.

Низкий спрос на природный газ в осенне-зимний период 2019-2020 гг. еще более усугубил дисбалансы на рынке и стал причиной нетипичного поведения цены природного газа, которая не вернулась в ценовой коридор, продолжая устойчиво пребывать ниже ценового диапазона переключения с угля на газ до начала февраля 2021 г.

Ситуация эта, следует отметить, носила экстраординарный характер и была вызвана сочетанием уникальных факторов. На фоне ковидных локдаунов Европа в этот период служила последним прибежищем для невостребованных глобальным рынком объемов гибкого СПГ, в результате чего подземные хранилища Европы оказались переполнены. Осенью 2020 г. европейские эксперты всерьез обсуждали вопрос об отрицательных ценах на природный газ. Однако к концу 2020 г. рынок начал балансироваться за счет снижения экспорта СПГ из США, что продемонстрировало, несмотря на длительность, эпизодический характер ситуации «газ дешевле угля по па-

ритету», а, значит, и всего нестационарного периода I в ценообразовании на природный газ [9].

Среди особенностей европейского газового рынка в 2020 г. следует выделить не только рекордно низкие цены на торговых площадках, но и раскорреляцию цен в паре «газ-нефть». По сути, между ценами нефти и газа не было возможно установить устойчивые связи (рис. 4).

В структуре зависимости спотовых европейских цен от нефтяного индекса североморской нефти отчетливо прослеживаются два облака точек, отражающих симметричную реакцию газовых цен относительно цены нефти в районе 50-55 долл./барр. Можно предположить, что это отражает имевшую в 2020 г. место ситуацию сокращения спроса не на конкретный

энергоресурс по межотраслевым причинам, а на всю энергокорзину как результат сокращения фактических уровней промышленного производства.

Поскольку в нестационарный период I зависимость цены природного газа от динамики цен на нефть и нефтепродукты существенно ослабла и была замещена зависимостью от цены угля, регрессионные модели, построенные на базе зависимости от цен угля в этот период в наибольшей степени отвечали задачам прогнозирования цен на природный газ.

Отметим также, что упомянутая тенденция зависимости не была ограничена Европой и была характерна для всего евразийского газового рынка. Например, появление профицита на рынке Японии привело ктому, что цены краткосрочных

го <

Рис. 5. Зависимость цен природного газа и угля

Источник: составлено авторами по данным ВР

Разница 8/МБТЕ

6 4 2 0 -2

Подпи

—

О сг Ист Э ЧН1 1к:

СЭ.— СЧСО^Ю^ОГ-^СО СП СП СП СП СТ> СП СП СП сп СП СП СП СП СП СП СП СП СП СП

ю ^о со СП

ю ^о г-— со

222222222222222222222

Цены на угольАВА

Цены импортируемого газа в Германии

Разница 8/МБТЕ

12 10 8 6 4 2 0 -2 -4

г

л \

—

<

о

сх

<

СЭ!— счсо^ю^ог^

СП СП СП СП СП СП СП СП СП СП СП СП СП СП СП СП

ю ^о г-—

ю ^о г-—

2222222222222222222222

Японский уголь (ивО)

Японский СПГ к углю ивО

Цена газа Л<М к углю ивО

Нестационарный период II

m <

Вмешательство ЕК в процессы ценообразования является неординарным действием, учитывая, что последние 10 лет она настойчиво продавливала переход к использованию цен торговых площадок

контрактов на поставку природного газа почти сравнялись с ценами на уголь. В 2019 г. компании Tokyo Gas и Shell даже подписали инновационный для отрасли контракт с частичной привязкой к цене угля. Выбор именно этого энергоносителя связан с тем, что он выступает основным конкурентом для газа в сфере электрогенерации в странах Азии.

Нестационарный период I характеризовался не только раскорреляцией между ценами газа и нефти, но и разрушением наблюдавшихся ранее устойчивых связей между ценами «голубого топлива» и уровнем законтрактованности региональных газовых рынков в Европе и Азии [10].

Нестационарный период II в ценообразовании на природный газ начался в 2021 г. и наблюдается в настоящее время [11]. Он характеризуется резким дисбалансом между спросом и предложением и растущем дефицитом на европейском рынке. Нестационарный период II характеризуется пробитием ценой природного газа верхней границы ценового коридора и устойчивым пребыванием цены природного газа в диапазоне, превышающим цену нефти по паритету. В некоторых случаях это превышение было в три раза и более.

Нетипичное поведение цен после 2021 г. дало основание некоторым аналитикам утверждать, что европейский газовый рынок вступил в новую эпоху, в которой цены на газ окончательно утратили связь с нефтяными и обрели полную независимость [12, 13]. Этот тезис подтверждает, кроме всего прочего, динамика цен на природный газ в октябре 2022 г., феврале-марте 2023 г. В условиях сохранения глобального дефицита природного газа спотовые цены уже дважды снижались в Европе более чем в 10 раз от августовского пика 2023 г.

Действительно, ситуация, образовавшаяся на рынке после февраля 2022 г., кардинально отличается от прежней не только

Рис. 6. Динамика цен на основные энергоресурсы

Источник: составлено авторами по данным Argus

<

о

СЦ <

90,0 80 70,0 60 50,0 40 30,0 20,0 10,0 0,0

1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 53 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 53 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 2020 2021 2022

CIF ARA, долл./МБТЕ

Brent Index, долл./МБТЕ

TTF, долл./МБТЕ

TTF (CIF ARA)

2500,0

2000,0

1500,0

1000,0

500,0

0,0

/

m <

50 100 150 200 250 300 350 400

Рис. 7. График зависимости индикатора TTF (ось ординат) от котировок угля (CIF ARA, значения отложены по оси абсцисс)

Источник: составлено авторами

0

ростом числа ценовых всплесков, вызванных неэкономическими причинами. На рынке происходят качественные изменения, характеризующиеся сломом исторического паритета газовых цен с нефтью и углем, см. рис. 6.

Подскочившие цены ТТБ потянули за собой котировки угля, что отражается отдельным хаотично образованным облаком на уровнях свыше 230-250 евро за тонну (см. рис. 7).

Для определения «веса» факторов, влияющих на значения индикатора ТТр были построены нелинейные регрессионные модели М1 и М2, учитывающие зависимость газовых цен от цен на основные конкурирующие энергоносители - на уголь и нефть. Несмотря на применение одинаковых функциональных форм зависимости в обоих уравнениях, их коренным отличием

является включение различных временных диапазонов. Первая модель учитывает более стационарный период волатильности, когда влияние внешних шоков было сведено к минимуму, вторая - была задана с учетом наблюдаемых вплоть до настоящего времени значительных флуктуа-ций, приводящих не только к временным количественным, но и структурным изменениям на рынках, включая разрушение европейского спроса на природный газ (см. таблицу 3).

Поскольку наблюдаемая трансформация рынка находится в активной фазе, определить качественные параметры новой ценовой зависимости не представляется возможным. Однако, задание нелинейной модели с ретроспективной динамикой позволит определить сетку трендов при определенных уровнях цен исторически

СЧ О IN

<

Таблица 3. Регрессионная статистика построенных моделей

Регрессионная статистика Ml Регрессионная статистика М2

Множественный R 0,9 Множественный R 0,86

R-квадрат 0,8 R-квадрат 0,74

Нормированный R-квадрат 0,8 Нормированный R-квадрат 0,73

Стандартная ошибка 181,1 Стандартная ошибка 283,01

Наблюдения 114 Наблюдения 137

о

сх

<

п <

конкурентных угля и нефти. При умеренном уровне волатильности нефтяных (фактическом уровне не более 100 долл./барр.) и угольных (до 300 евро/т.), возможно использование более чувствительной модели, задающей гипертрофическую реакцию TTF на внешние риск-факторы и влияющих одновременно на динамику всех основных энергоресурсов. На долгосрочном горизонте планирования перспективнее использование модели, сглаживающей факторную волатильность в пользу формирования более устойчивой линии тренда зависимой переменной.

Возможно ли возвращение к стационарности в ценообразовании на природный газ?

Такая возможность, несомненно, существует. Делать вывод о полной субъект-ности газовых цен, то есть полного исчезновения влияния на них со стороны КГК, на современном этапе эволюции газового рынка преждевременно. Напомним, что причиной ухода от стационарности стала разбалансировка евразийского газового рынка, вызванная сначала избыточным предложением, а затем, образованием системного дефицита природного газа. Возвращение к стационарности, таким образом, связано с возможностью балансировки газового рынка как за счет сокращения спроса, так и за счет увеличения предложения.

Газопровод в Германии Источник: oilexp.ru

Разочарование в «аномальном» поведении цен газовых торговых площадок в 2022 г. стало причиной поиска «третьего» пути для стабилизации газовых цен. Так, Еврокомиссия, начиная с апреля 2022 г., обсуждала вопрос об установлении предельного уровня цен таких площадок [14]. ЕК заявила, что он не предназначен для того, чтобы стать инструментом структурного снижения цен на газ, а только для «стирания» ценовых пиков.

Страны ЕС 19 декабря 2022 г. окончательно согласовали потолок цен на газ на всех европейских хабах в размере 180

Использованные источники

<

о

СЦ <

Комлев С. Л., Губанов В. А, Нечаева М. Ю. Влияние межтопливной конкуренции на цены природного газа в международной торговле // НефтьГазПраво. № 1, 2020. С. 27-35. Komlev S. Foundations of Natural Gas Price Formation. Anthem Press. L-NY. Sept25, 2020. 158P.-URL:https://anthempress. com/foundations-of-natural-gas-price-formation-pdf Цена энергии: международные механизмы формирования цен на газ. - Brussels: Секретариат энергетической хартии, 2007. С. 166-173.

Komlev S. Oil Indexation: The Best Remedy for Market Failure in the Natural Gas Industry, Demian Literary Agency, 2016, 98 p. -URL: https://books.google.ru/books/about/Oil_Indexation_The_ Best_Remedy_for_Marke.html?id=wOBxDQAAQBAJ&redir_esc=y КонопляникА. А. Эволюция энергетических рынков и механизмы ценообразования на невозобновляемые энергоресурсы // Корпоративный журнал ПАО «Газпром». № 11, 2022. С. 26-41.-URL: https://www.dipacademy.ru/ documents/5989/221206-%D0%9A%D0%BE%D0%BD%D0%BE%

D0%BF%D0%BB%D1%8F%D0%BD%D0%B8%D0%BA-%D0%B6% D1%83%D1%80%D0%BD%D0%B0%D0%BB_%D0%93%D0%B0% D0%B7%D0%BF%D1%80%D0%BE%D0%BC-2022-11-c26-41.pdf

6. IGU Wholesale Gas Price Survey 2022 Edition. Р. 54. - URL: https://www.igu.org/resources/2022-wholesale-price-report/

7. CERA. «Устойчива ли взаимосвязь? Цены на нефть и газ в Европе». Июль 2008 г. С. 8.

8. «Газовый рынок пойдет за нефтяным, но не след вслед». Интервью А. Конопляника порталу PRO-GAS, 30.04.2012 г. С. 15. - URL: http://pro-gas.ru/news_interviewf6.htm.

9. S&P Global. When Oil and Gas Collide How energy commodities influence one another in a lowprice world. S&P Global Analytics Briefing, November 2020. P. 5.

10. Комлев С. Л., ЧапайкинД.А.Законтрактованность региональных газовых рынков как фактор формирования цен на природный газ// Мировая экономика и международные отношения (электронная версия). № 5, 2020. С. 84-92.

11. Peter Zeniewski, Despite short-term pain, the EU's liberalised

евро за МВт-ч (около 2 тыс. долл. за 1 тыс. м3). Ограничение начало действовать с 15 февраля 2023 г. В дополнение к этому ограничению с апреля 2023 г. Евросоюз запускает механизм совместных закупок.

Вмешательство ЕК в процессы ценообразования является неординарным действием, учитывая, что в течении последних 10 лет она настойчиво продавливала переход к ценообразованию, основанному исключительно на ценах торговых площадок [15]. То есть это даже не возвращение к такому традиционному и вполне эффективному способу рыночного ценообразования как нефтяная индексация [16], а к регулированию цен на этот важный энергетический товар.

Хотя нельзя исключить возможности некоторого снижения волатильности цен на природный газ на евразийском рынке как следствие введения ценовых потолков покупателями и картелизации спроса, этот «третий» путь стабилизации не может кардинально решить проблему турбулентности цен. Решение может дать только восстановление сбалансированности рынка.

В краткосрочном плане возвращение процессов ценообразования на газовом рынке Европы к стационарному периоду развития возможно после 2025 г., когда на этот рынок поступят значительные дополнительные объемы СПГ из США и Катара [17]. О таком сценарии развития динамики цен в частности свидетельствует прогноз Института энергетической стратегии [18]. Он указывает на стабилизацию цен через два года, хотя и на более высоких уровнях.

Следует, однако, иметь ввиду, что в плане балансировки рынка перед экспортерами СПГ стоит непростая задача обеспечить финансирование проектов по строительству терминалов по сжижению долгосрочными контрактами в необходимых объемах. Сложность этой задаче придает то обстоятельство, что европейские покупатели не проявляют интереса к заключению таких контрактов. Еще один фактор, который создает сложности для реализации проектов в упомянутые сроки, - негативное отношение инвесторов к проектам, связанным с ископаемыми видами топлива.

Супертанкер Источник: artfile.ru

gas markets have brought long-term financial gains. IEA. Commentary-22 October2021. - URL:https://www.iea.org/ commentaries/despite-short-term-pain-the-eu-s-liberalised-gas-markets-have-brought-long-term-financial-gains

12. Pier Paolo Raim. Natural gas pricing mechanisms and the current crisis: drivers and trends. Aspena-Online. Sep 20, 2022. -URL: https://aspeniaonline.it/natural-gas-pricing-mechanisms-and-the-current-crisis-drivers-and-trends/

13. Gunvor warns of 'broken' gas market: The European TTF benchmark is creaking under the strain of exceptional circumstances/Petroleum Economist, March 22, 2022.

14. EU. Non-paper on Emergency Gas Market Interventions. September, 2022. - URL: https://ec.europa.eu/commission/ presscorner/detail/en/QANDA_22_5490

15. J. Stern and H. Rogers. The Transition to Hub-Based Gas Pricing in Continental Europe. Oxford Institute for Energy Studies NG 49. March 2011. - URL:https://www.oxfordenergy.org/wpcms/ wp-content/uploads/2011/03/NG49.pdf

16. Ersin Merdan. Hub-Based Pricing or Oil Indexation, Which to Choose? - Energy News - Institute of Energy of South East Europe. - URL: www.iene.eu/hub-based-pricing-or-oil-indexation-which-to-choose-p4715.html

17. Offshore technology. Qatar to name Shell and Exxon as partners for LNG expansion project. The North Field expansion project is aimed to boost the liguefaction capacity to 126 million tonnes per annum by 2027. October 6, 2022. - URL: https://www.offshore-technology.com/news/qatar-shell-exxon-Ing-expansion/

18. Анализ текущей и сравнительной динамики ВВП (США, ЕС, КНР и России), нефтяных цен Brent и газовых цен на спотовом рынке ЕС и обобщенные итоги и прогнозы по отрасли углеводородов в РФ за 2022 г. // Институт энергетической стратегии при Минэнерго РФ. - URL: http://www. energystrategy. ru/index.htm