Убыток «Газпрома» возродил идею реформы внутреннего рынка газа
Какие сценарии развития описывают аналитики и бизнес
Идея либерализации внутреннего рынка газа, оптовые цены на котором сейчас устанавливаются государством и фактически субсидируются экспортным доходом, существует многие годы. Однако падение поставок «Газпрома» на европейский рынок и завершение ПАО прошлого года с убытком актуализировали дискуссию о введении рыночного ценообразования для российских потребителей газа.
Участники и эксперты отрасли, обсуждавшие эту тему на конференции «Перспективы развития внутреннего рынка газа в России», организованной биржей СПбМТСБ и университетом СПбГЭУ, пришли к выводу, что сегодня отрасль фактически стоит перед выбором между тремя альтернативами: сохранение статус-кво, опережающий инфляцию рост тарифов на газ для потребителей или развитие рынка за счет новых методов торговли.
В чем сходятся все — путь к рыночному ценообразованию стоит начинать с биржи. Для этого, считают регуляторы, необходимо ввести обязательный норматив продаж газа на ней.
Как сегодня устроен внутренний рынок газа
Российский рынок газа входит в тройку крупнейших в мире наряду с американским и европейским — на нем реализуется около 80% от добытого в стране. В 2023 году добыча газа снизилась на 5,5%, до 637 млрд куб. м; при этом внутренний спрос составил 500 млрд куб. м, поднявшись на 2,6% год к году, тогда как экспортные трубопроводные поставки упали на 29,9%, до 99,6 млрд куб. м, а поставки сжиженного природного газа (СПГ) уменьшились на 1,9%, до 45,4 млрд куб. м.
Основными поставщиками в зоне Единой системы газоснабжения (ЕСГ, основная часть рынка) являются «Газпром» (63%), НОВАТЭК (18%) и «Роснефть» (15%), сообщил на конференции Алексей Громов, главный директор по энергетическому направлению Института энергетики и финансов (ИЭФ). Основная социальная нагрузка лежит на «Газпроме», который 90% поставок продает населению и предприятиям коммунального хозяйства, отметил он. В поставках газа высокомаржинальным и экспортно ориентированным отраслям (нефтегазохимия, металлургия, производство строительных материалов) на компанию приходится менее 50%, подсчитал Громов.
«Газпром» при этом отвечает за устойчивость и функционирование ЕСГ, реализацию проекта системы магистральных газопроводов «Восточная система газоснабжения» (ВСГ), проект объединения ЕСГ с ВСГ, а также газификацию регионов России и социальную догазификацию в большинстве российских субъектов.
Оптовые цены на газ «Газпрома» устанавливаются государством. В отношении независимых производителей этого не происходит, для них регулируется тариф на транспортировку по магистральным газопроводам, который, однако, не индексировался с 2015 года и вызывает споры с обеих сторон. Тарифы и надбавки газораспределительных организаций (ГРО), которые добавляются к оптовой цене производителей, также регулируются государством в лице Федеральной антимонопольной службы (ФАС).
Обычно индексирование оптовых цен на газ происходит в пределах инфляции, но решением правительства в 2023 и 2024 годах были утверждены опережающие темпы. Так, с декабря 2023 года регулируемые цены на газ для промышленности выросли на 10%, с июля 2024 года цены для всех категорий потребителей вырастут на 11,2%. Власти поясняли, что полученные в результате средства пойдут на социальную газификацию, строительство новых трубопроводов, ремонтную и инвестиционную программы, а также на формирование доходов для дополнительного роста налоговой нагрузки.
Несмотря на регулярную индексацию, доходность поставок газа для «Газпрома» не всегда положительна, а цены в долларовом эквиваленте из-за колебаний курса рубля, по сути, «не поднимаются выше $70 за 1 тыс. куб. м», отмечает Громов. «Транспортировка и продажа газа, например, в Свердловской области обеспечивают какой-то процент прибыли. Тогда как уже на Волге такая доходность приближается к нулевой, а если говорить о поставках в наиболее платежеспособные российские регионы, такие как Санкт-Петербург, Москва и Московская область, то «Газпром» генерирует убытки», — уточнил эксперт.
Попытка прийти к рыночной цене была предпринята с запуском торгов природным газом на СПбМТСБ в 2014 году. Однако реализуемые на бирже объемы остаются низкими, говорит Громов. В 2023 году продажи приблизились к историческому пику и составили около 19 млрд куб. м, но это «менее 5% от общего объема товарных поставок газа на внутренний рынок» при государственной цели достичь к 2026 году показателя как минимум 10%. По данным СПбМТСБ, предоставленным РБК, с начала года по 24 мая на бирже было реализовано 4,21 млрд куб. м газа, что на 1,8% меньше аналогичного показателя прошлого года.
«По сути, газодобывающие компании продают на бирже лишь излишки газа, которые не выбираются их клиентами в рамках действующих прямых двусторонних контрактов. Кроме того, спрос, выводимый на биржу, также остается заниженным из-за недостаточной дисциплины газоснабжения, высокой нестабильности предложения газа на бирже», — пояснил Громов. Привлекательность продажи газа на бирже также снизилась с введением дополнительного НДПИ, выплачиваемого компаниями с учетом профиля конечного потребителя, а его невозможно определить в условиях анонимности биржевых сделок, говорил в марте в интервью РБК глава биржи Игорь Артемьев.
Наконец, еще одна проблема — в неравномерной налоговой нагрузке на производителей, уверен Громов. Такое неравенство возникло в результате экспортной монополии «Газпрома» и компенсировалось независимым газодобытчикам более низкими налогами, но теперь эта схема «не соответствует текущим реалиям рынка». В 2023 году объем налоговых выплат от газовой отрасли сократился в два раза — до 1,9 трлн руб. против почти 4 трлн руб. в 2022 году. Это связано с резким сокращением трубопроводного экспорта (с 40% до менее 25% от добычи «Газпрома») и снижением в структуре налоговых поступлений выплат по таможенной пошлине, объясняет Громов. Поэтому доля НДПИ на газ в общем объеме налоговых выплат выросла с 48 до 60%, в том числе за счет дополнительного сбора по НДПИ в размере 50 млрд руб., который был установлен для изъятия сверхдоходов «Газпрома», полученных в период высоких цен 2021–2022 годов, и который будет выплачиваться ежемесячно в 2023–2025 годах. В итоге компания в настоящий момент платит 85% налогов по НДПИ, добывая в России 60% газа.
«Эта модель была обоснованной при условии фактического субсидирования внутреннего рынка за счет экспорта на условиях единого экспортного канала ПАО «Газпром». Но в условиях обвального снижения российского трубопроводного экспорта она перестает быть актуальной. И при сохранении действующего подхода к налоговому регулированию маржинальность поставок газа на внутренний рынок со стороны «Газпрома» будет близка к нулю или даже будет находиться на отрицательной отметке, что не позволит компании в полной мере обеспечивать реализацию обязательств, в том числе социальных, своей инвестиционной программы», — утверждает Громов.
Отчетность «Газпрома» за 2023 год, считает эксперт, подтверждает это. В начале мая компания сообщила, что получила по итогам года убыток по МСФО в размере 629 млрд руб. против прибыли 1,23 трлн руб. годом ранее. Это произошло впервые за 25 лет. При этом выручка газового бизнеса «Газпрома» упала на 43%, до 4,41 трлн руб., а рост долговой нагрузки привел к тому, что совет директоров компании 23 мая рекомендовал акционерам не объявлять и не выплачивать дивиденды за прошлый год.
Какие существуют альтернативы
На сегодняшний день есть три сценария развития внутреннего рынка газа, считает аналитик проектного центра по энергопереходу «Сколтеха» Сергей Капитонов.
Первый — это фактически сохранение статус-кво. У этой модели есть определенные плюсы. В 2020 году, когда на экспортных рынках цены на газ были ниже внутренних, производители отмечали устойчивость, которую обеспечивает внутренний спрос. Однако в текущих условиях необходим «рост потребления через расширение доступности газа», следует из презентации Капитонова. По оценкам «Газпром межрегионгаза», представленным начальником управления по реализации Ильмиром Зариповым, перспективы роста внутреннего спроса на газ до 2030 года составляют 20–40 млрд куб. м, в том числе по программам развития газификации. Но при этом есть проблема отсутствия гарантии возврата инвестиций. «Потребители, как мы часто видим, переносят сроки начала отбора газа либо существенно снижают заявленные объемы, а действующие механизмы договора о техническом подключении не дают 100-процентной гарантии отбора газа», — пояснил он.
В то же время такой сценарий предполагает субсидирование внутреннего рынка «на десятки миллиардов долларов ежегодно», отмечает Капитонов. Поэтому важно учитывать текущие вызовы для экспортных проектов, в том числе по СПГ, и пока неоднозначные перспективы трубопроводных поставок на рынок Китая для «Силы Сибири-2» (планируемая мощность — 50 млрд куб. м). В конечном итоге вероятны «снижение эффективности» газовой отрасли России и «деградация технологической базы», говорится в презентации Капитонова.
Второй сценарий — это резкая индексация тарифов. К примеру, если в отдельных регионах цена находится на уровне 5 тыс. руб. за 1 тыс. куб. м, то «в кулуарах обсуждается возможность ее повышения в два раза, до 9 тыс. руб.», говорит эксперт. «Это обеспечит компенсацию выпадающих доходов бюджета, стабилизирует на какой-то период финансовое положение производителей газа, но возникнет обратный эффект для конкурентоспособности российской промышленности», — предупреждает Капитонов.
Громов добавляет, что при этом могут ускориться инфляционные процессы. К примеру, уже запланированное на июль повышение оптовых цен на газ «способно дополнительно разогнать российскую инфляцию примерно на три процентных пункта». Кроме того, говорит эксперт, опережающее повышение регулируемых цен может вызывать недовольство всех участников рынка: потребители будут недовольны ростом цен, а производители — их недостаточным увеличением.
Третий сценарий — это развитие внутреннего рынка за счет технологий и новых методов торговли. Он предполагает инновационную работу над потреблением (малотоннажный СПГ, газомоторное топливо, водород и химический high-tech), совершенствование биржевых методов торговли и рост спроса за счет появления новых игроков на рынке, рассказал Капитонов. По мнению Громова, развитие рыночных инструментов обеспечит «мягкую» либерализацию внутреннего рынка. Ее основными элементами могут стать ввод обязательного норматива продаж на бирже, биржевое ценообразование на основе результатов торгов в системе рыночных хабов в основных регионах добычи газа, сохранение госрегулирования цен для «защищенных» групп потребителей (население, ЖКХ, ВПК, новые регионы), развитие коммерческой балансировки газа на бирже («торговля отклонениями»), переход к новой методике расчетов тарифов за транспортировку газа и выравнивание налогов для всех участников рынка.
Что предлагают отрасль и регуляторы
В СПбМТСБ согласны, что для развития биржевых торгов «необходимо обеспечить их ликвидность за счет обязательств крупнейших поставщиков по продажам или выполнению функций маркетмейкеров, с разумным ценовым спредом», сказал РБК управляющий директор по рынкам газа и электроэнергии СПбМТСБ Сергей Трофименко. Также важно обеспечить прозрачность данных о газотранспортных мощностях, по крайней мере в пределах одного года, и определить категории потребителей, переводимых на свободный сегмент рынка, включая сроки такого перехода, добавил он.
При этом Трофименко отметил, что в настоящее время не удалось решить проблему, которая была вызвана корректировкой НДПИ. «Пока формируется наиболее технологичное решение. Более того, проблематика, которую биржа обнаружила сразу после ознакомления с проектом Налогового кодекса, полностью подтвердилась. Продавцы, не имея возможности предсказать, кто окажется покупателем, выставляют заявки с запасом на 10%, чтобы обеспечить расходы на вероятную уплату НДПИ. В результате наиболее «рыночные» покупатели — электроэнергетики — оказываются вне разумных котировок и ушли с биржевого рынка», — объяснил он.
Сохранение ставочной модели внутреннего рынка сегодня является «как минимум непродуктивным», а от его развития зависит энергобезопасность страны, сказал на конференции глава комитета Госдумы по энергетике Павел Завальный. Однако пока целесообразно говорить лишь об «элементах рыночного ценообразования, исключив из этой модели комбыт и население», полагает он. При этом для электроэнергетики, на которую приходится более трети потребления газа в стране, «цены должны устанавливаться на основе долгосрочных контрактов, регулируемых в порядке и, возможно, с использованием механизма «бери или плати», а также биржевых индикаторов», считает Завальный. «Что же касается промышленности, а особенно экспортно ориентированной, то сейчас идеальный момент для введения рыночного ценообразования на фоне снижения экспорта газа, устойчивого превышения предложения над спросом и расширения потребления газа внутри страны. И здесь биржевая торговля может сыграть значимую роль в формировании прозрачных и адекватных ценовых индикаторов», — уверен Завальный.
Создание рыночных индикаторов, в том числе для газа, одновременно является частью работы по уходу от ценовых индикаторов западных агентств, отметила Лариса Селютина, советник заместителя председателя Банка России. Для этого необходима полноценная биржевая торговля, с ускорением запуска которой может помочь «непопулярный, но действенный метод» — ввод обязательного норматива продаж, считает она. Кроме того, увеличить объемы торгов можно через развитие механизма коммерческой балансировки, с помощью которого сейчас реализуются невыбранные биржевые объемы. Селютина полагает, что к механизму можно подключить невыбранные объемы по внебиржевым сделкам, которые в перспективе могут дать до 50 млрд куб. м.
В марте с похожей идеей выступал глава СПбМТСБ Игорь Артемьев, который призвал продавать на бирже сверхлимитный газ, реализуемый «Газпромом» по внебиржевым договорам с наценкой 1,8% к регулируемым ценам. По мнению Артемьева, речь может идти примерно о 40 млрд куб. м. Начальник отдела ПАО «Газпром» Евгений Чермошенцев в ходе дискуссии на конференции высказал мнение, что для этого необходимо обеспечить переход потребителя на биржу. «Проблема в том, что с «Газпрома» никто не снимал обязанности по поставкам этого газа. Если к нам обращается потребитель, мы в любом случае обязаны этот газ поставить, и никаких законных оснований отказать и сказать: идите, пожалуйста, на биржу, у нас нет. Соответственно, добровольно на биржу никто не пойдет, потому что у нас очень хорошие правила поставки во внебиржевом сегменте: у нас есть неравномерность поставки, отсутствие штрафов за переборы и за недоборы, нет необходимости никакой предоплаты», — пояснил он, ссылаясь на свою научную работу «Количественное моделирование различных сценариев регулирования и развития биржевых торгов».
Таким образом, приказ об обязательных торгах на бирже должен распространяться не только на «Газпром», но и на ряд потребителей, в частности электроэнергетиков, указал Чермошенцев. «Одно из самых разумных предложений — это развитие именно коммерческой балансировки. Но коммерческая балансировка должна стать обязательной для всех договоров, а не только с ПАО «Газпром», — считает он. При этом важно вернуться к вопросу о тарифах на транспортировку, чтобы обеспечить возможность формирования адекватных балансовых зон.
Как сообщили РБК в Минэнерго, для развития внутреннего рынка газа и биржевой торговли им ведомство внесло в правительство проект изменений в «Правила поставки газа». «Согласно им, для промышленных потребителей, использующих преимущественное право на заключение долгосрочных договоров поставки газа, предусмотрен механизм реализации на биржевых (организованных) торгах не выбранного ими газа. Это позволит увеличить объемы торгов газом на бирже и повысить их регулярность», — считают в ведомстве.
ФАС в качестве первоочередных мер «предлагает утвердить приказ о минимальной величине продажи газа на бирже», рассказали РБК в службе. «Эта работа сейчас ведется в соответствии с Национальным планом развития конкуренции и «дорожной картой» развития биржевой торговли. Сейчас норматив обсуждается с крупнейшими производителями газа. Еще одним предложением является распространение критериев регулярности и равномерности реализации на бирже этого вида энергоресурса», — заключили в ведомстве.
РБК также направил запрос в НОВАТЭК и «Роснефть».
Как развиваются промышленные кластеры в России и чем они выгодны бизнесу и регионам
