Внутренний рынок газа на историческом перепутье

Алексей ГРОМОВ
Главный директор по энергетическому направлению, руководитель энергетического департамента Фонда «Институт энергетики и финансов», к. г. н.
Е-mail: a_gromov@fief.ru

Сергей КОНДРАТЬЕВ
Руководитель экономического департамента Фонда «Институт энергетики и финансов»
Е-mail: s_kondratiev@fief.ru

Александр ШИРОВ
Директор Института народно­хозяйственного прогнозирования РАН, чл.-корр. РАН, д. э. н.
Е-mail: schir@ecfor.ru

За последний год российская газовая промышленность столкнулась с самыми серьезными за свою историю вызовами на внешних рынках. Введение странами ЕС и США запрета на поставки оборудования и технологических решений, уход зарубежных подрядчиков, резкое сокращение экспорта трубопроводного газа в ЕС из-за подрыва газопроводов «Северный поток 1, 2», прекращения поставок по южной ветке украинского транзита (через ГИС «Сохрановка») и блокирования использования польского участка газопровода «Ямал – Европа» кардинально изменили сложившиеся за предыдущие три десятилетия условия работы на экспортных рынках.
При этом влияние сокращения экспортных поставок для российской газовой отрасли оказалось даже сильнее, чем для других отраслей, столкнувшихся с западными ограничениями. Так, нефтяные и угольные компании смогли сравнительно быстро перенаправить экспортные потоки сырья на новые рынки в Азию, практически не потеряв экспортные объемы. У газовой отрасли, в силу инфраструктурно-­логистических особенностей экспорта газа (как сетевого, так и СПГ), на реализацию такого маневра уйдут годы, а его выполнение будет зависеть от многих условий – от доступности технологий и оборудования до налоговых преференций и готовности азиатских рынков к масштабному поступлению российского газа в средне- и долгосрочной перспективе.
На этом фоне, в отличие от внешней среды, внутренний рынок газа оставался стабильным, обеспечивая российским поставщикам так необходимую сейчас устойчивость. В 2022 г. российским потребителям было поставлено 458 млрд м3. природного газа (–3,9 % г/г), собираемость платежей за газ превысила 90 %, а объем просроченной задолженности сократился на 0,6 % г/г. В первом полугодии 2023 г. внутренний спрос вернулся к росту и может показаться, что российскому рынку газа не требуются ­сколько-­нибудь серьезные изменения.
Более того, это впечатление укрепляется при взгляде на текущую отраслевую дискуссию. К примеру, сейчас регулятор и участники рынка обсуждают, какие потребители могут называться «коммунально-­бытовыми» и нужно ли учитывать переоценку активов Единой системы газоснабжения (далее – ЕСГ) при определении тарифов на транспортировку по магистральным газопроводам .
Однако при всей важности этих вопросов, отрасль, на наш взгляд, стоит на историческом перепутье, и от того, какой выбор будет сделан сейчас, зависит конкурентоспособность всей российской экономики, для которой газовый сектор, по-прежнему, остается становым хребтом обеспечения ее устойчивого развития.
Это особенно важно, поскольку объем проектов, реализуемых газовыми компаниями, непосредственным образом влияет на общую макроэкономическую динамику. С учетом структурных особенностей российской экономики таких секторов не так уж и много. Не стоит ожидать что нефтегазовый сектор в целом превратятся в драйвер роста российской экономики, но их системообразующий характер как в части обеспечения экономики энергией и сырьем, включенности в систему кооперационных связей, так и в части формирования доходов бюджета будет иметь в среднесрочной перспективе определяющий характер для успешности политики структурно-­технологической модернизации экономики страны.

Ключевые вызовы для российской газовой отрасли

В начале 2000‑х гг. в российской газовой отрасли сложился широкий консенсус: закрепление монополии на экспорт трубопроводного газа и высокие платежи в бюджет от поставок на внешние рынки для «Газпрома» в обмен на сохранение относительно низких цен на природный газ внутри страны и более низкую налоговую нагрузку для независимых производителей природного газа (далее – НПГ). Отраслевой компромисс просуществовал два десятилетия, пережив концепцию «равной доходности» и несколько попыток постепенной «либерализации» рынка.
Однако сейчас условия изменились – экспортные доходы кратно сократились, отрасли требуются многомиллиардные инвестиции в создание новых экспортных маршрутов и возможности для субсидирования и поддержания status quo на внутреннем рынке резко снизились, а значит – цены на газ внутри России будут расти. Вопрос – как? Пока регулятор следует традиционной парадигме – в декабре 2022 г. регулируемые оптовые цены были повышены на 8,5 %, а с июля 2024 г. стоимость газа вырастет еще на 8 % . Следует напомнить, что это существенно выше прогнозируемого уровня инфляции. С учетом межотраслевых взаимодействий каждый процентный пункт увеличения цен на газ приводит не менее, чем к 0,15 проц. п. ускорения цен производителей. Таким образом уже запланированное повышение тарифов на газ способно дополнительно повысить производственную инфляцию в 2023–2024 г. более, чем на 1 проц. п.
С одной стороны, такая индексация формирует дополнительные доходы для преодоления возникших в секторе проблем, но, с другой стороны, она не отвечает на стоящие перед отраслью вызовы, а также создает дополнительную нагрузку на производителей и население.
По сути, в рамках сохранения такой модели развития газовая промышленность остается под жестким госрегулированием, которое не дает производителям зарабатывать, а потребителям – оптимизировать свои издержки. Это закономерно ведет к росту перекрестного субсидирования, сохранению диспаритета в уровне регулируемых цен и тарифов на транспортировку, консервации низкой инвестиционной привлекательности деятельности газораспределительных организаций (ГРО) и сбытового сегмента.
Альтернативой, на наш взгляд, является поэтапное, постепенное, прозрачное и последовательное дерегулирование внутреннего рынка газа с выравниванием условий для всех его участников.

Отрасль высокой концентрации

В последние годы в зоне ЕСГ свыше 90 % всего газа потребителям поставляют три компании – «Газпром», «НОВАТЭК» и «Роснефть».
Традиционно, «Газпром» занимает доминирующие позиции на рынке – в 2021 г. доля компании превысила 63 % (рис. 1), хотя в поставках отдельным отраслям (агрохимии, металлургии, производству строительных материалов и др.) на «Газпром» уже приходится менее 50 %.

При этом «Газпром» продолжает нести основную социальную нагрузку в отрасли – 9 из 10 потребителей в коммунальном секторе и среди населения являются клиентами «Газпрома» (рис. 2).

Однако доминирование одного крупного игрока на рынке не означает, как показывает опыт Европы и стран АТР, невозможность дерегулирования цен, но создает дополнительные требования к целевой модели рынка, включающей создание системы независимых ценовых индикаторов и жесткое антимонопольное регулирование. У России также есть опыт отраслевого дерегулирования в секторах с высокой концентрацией рыночных игроков – например, в электроэнергетике в начале 2000‑х гг.
Ключевым условием успешного дерегулирования таких отраслей является обеспечение достаточной ликвидности на рынке и формирование четких правил торговли. Де-факто, такой механизм уже создан на СПбМТСБ, но сейчас газодобывающие компании продают на бирже в основном «излишки» газа, который не выбирается их клиентами в рамках заключенных прямых двусторонних контрактов. Так, например, в 2023 г. резкий рост предложения со стороны НПГ был связан с увеличением добычи газа компанией «Роснефть».
Такая ситуация, во‑многом, связана с позицией регулятора, которому пока не удалось таргетировать объемы предложения, несмотря на требования действующих нормативных актов. Спрос, выводимый на биржевую площадку, также остается заниженным из-за недостаточной дисциплины газоснабжения. «Газпром», при наличии формального ограничения на продажу «до 25 млрд м3. в год», реализовал в 2022 г. только 1,2 млрд м3. газа на биржевых торгах. Установление жестких критериев по биржевым продажам в% от объема добычи (10 %, 20 % и т. д.), как это предлагает ФАС, по аналогии с, например, 13 % от произведенного бензина, способно улучшить ситуацию в части обеспечения уверенности потребителей в работоспособности предлагаемых балансировочных механизмов. Однако этого явно недостаточно.
Мы полагаем, что повышение ликвидности торгов должно идти от спроса, как это происходило и при запуске оптового рынка в электроэнергетике. Другими словами, крупные коммерческие потребители должны постепенно выходить на биржу за счет сокращения объемов поставок газа для них по регулируемым ценам. В перспективе в регулируемом сегменте должны остаться население и приравненные к нему категории, а также поставщики тепла и электроэнергии для населения и, возможно, ряд стратегических предприятий ОПК.

Означает ли это существенный рост цен для потребителей, выходящих на биржу? В текущих условиях – нет, т. к. свободные добычные мощности у производителей газа сейчас превышают 150 млрд м3. Таким образом, предлагаемый механизм дерегулирования внутреннего рынка газа позволит перейти от решения задачи оптимизации отдельными производителями, которые, как правило, максимизируют собственную прибыль, к оптимизации всей системы газовой торговли внутри страны.
Мы также считаем, что переход к рыночным ценам решает и проблему «двой­ного регулирования», ведь сейчас регулируются одновременно и оптовые цены, и тарифы на транспортировку по магистральным газопроводам, что, зачастую, приводит к существенным ценовым искажениям. Переход от регулирования оптовых цен к ценообразованию на основе системы рыночных хабов в основных регионах добычи и регулируемых тарифов на транспортировку газа по магистральным газопроводам позволит выполнить задачу, поставленную больше 20 лет назад .

Перекрестное субсидирование и системные услуги

По нашим оценкам, перекрестное субсидирование в газовой отрасли (межтерриториальное и межотраслевое) превышает 150 млрд руб. в год, однако проблема субсидирования в случае газового рынка шире классических определений.
Так, регулируемые цены на газ приводят к тому, что «плату за гибкость» вносят не потребители, а «Газпром» (и отчасти независимые производители газа). Сейчас эта проблема решается за счет повышающих коэффициентов и, судя по накалу дискуссии вокруг правок в правила поставки газа, этот вопрос является одним из ключевых и для производителей, и для потребителей газа .
Вместе с тем, изменение величины коэффициента, сокращение или увеличение льготных категорий потребителей не решает проблему определения реальной стоимости таких услуг (например, поставки газа в период пикового спроса). При этом реальный механизм определения такой стоимости уже есть – это запущенная в 2022 г. СПбМТСБ система коммерческой балансировки газа, которую можно рассматривать как прообраз рынка торговли «отклонениями» при условии обеспечения минимальной ликвидности торгов. Таким образом, изменение подхода к установлению тарифов на транспортировку газа по магистральным газопроводам с переходом к зональной системе «вход-выход» позволит повысить ликвидность этого рынка и определить реальную ценность услуг по балансированию системы. Именно в этом направлении – а не в механической корректировке коэффициентов – должно, по нашему мнению, двигаться регулирование работы внутреннего рынка газа.
При этом принципиально важным является достижение разумного компромисса в данной области между интересами «Газпрома», независимых производителей и, разумеется, остальной экономики. Но, и это, пожалуй, главное, новые тарифные решения должны носить долгосрочный характер.

Газораспределительные организации и сбытовые компании: создавая стоимость

В последние годы благодаря реализации программ по газификации и догазификации ГРО и сбытовые компании «Газпрома» оказались в центре внимания, однако они, по-прежнему, в большей степени занимаются «поставками», а не продажами. По сути, и ГРО, и сбытовые компании остаются в зоне низкой рентабельности – в 2021 г. сальдированный финансовый результат сбытовых подразделений «Газпрома» составил лишь 12 млрд руб. (при поставках на рынок свыше 230 млрд м3.).
В этих условиях дерегулирование оптового рынка газа создает для сбытового сектора дополнительные риски, поскольку переход крупных потребителей к прямым закупкам газа на бирже приведет к потере части необходимой валовой выручки, и выходом из этой ситуации может быть лишь бóльшая дифференциация тарифа для разных групп потребителей. К примеру, сейчас регулируемая сбытовая надбавка для потребителей, покупающих менее 0,1 млн м3. в год (7‑я тарифная группа), лишь в 2–4 раза меньше платы для компаний, приобретающих свыше 500 млн м3. (1‑я тарифная группа) при существенно более высоком дифференциале в затратах на обслуживание потребителей из этих тарифных групп.
Вместе с этим, у сбытовых компаний имеется существенный резерв для повышения эффективности своей деятельности. Так, борьба с региональными неплатежами, для чего они изначально создавались, перешла в другую плоскость, биржа продемонстрировала техническую возможность удаленного заключения договоров и их актирования, а «Газпром» внедрил новую автоматизированную систему учета газа. Очевидно, что сбытовые структуры, созданные 20 лет назад, требуют реформирования, и их расходы могут быть существенно оптимизированы.
Аналогичная ситуация сложилась и в сегменте ГРО, где текущие тарифы не всегда покрывают даже операционные затраты, и регулятор для балансировки бюджетов газораспределительных компаний использует такие механизмы как «специальная надбавка», достигающая для отдельных тарифных групп 50–60 % от соответствующего тарифа ГРО. Как результат, сейчас в структуре конечной цены в зависимости от региона оптовая цена составляет 80–85 %, тарифы ГРО (включая спец. надбавку) – 10–17 %, а сбытовая надбавка – лишь 2–3 % (в 2–3 раза ниже уровня надбавки энергосбытовых компаний и в 3–5 раз ниже уровней таких надбавок европейских компаний).

Такой подход позволяет сохранять цены для конечных потребителей на сравнительно низком уровне, но не создает стимулы для привлечения инвестиций и развития конкуренции. Нам же представляется, что в устойчивой рыночной модели доля тарифов ГРО и сбытовых надбавок в структуре конечной цены должна будет вырасти до уровней, позволяющих этим компаниям вести коммерческую деятельность без сторонней поддержки в условиях дерегулированного рынка.
Дилемма тарифного регулирования для этих секторов, во многом, напоминает ситуацию на оптовом рынке. Оно состоит в выборе между индексацией предельных тарифов в рамках балансовых решений и – повышением тарифных ставок, исходя из фактических затрат предприятий и создания условий для роста эффективности за счет механизмов бенчмаркинга по эталонным затратам и сравнения с лучшими предприятиями на отраслевом уровне.
По второму пути уже идет российская электроэнергетика и при всех ограничениях – в части информационной базы, и работы регулируемых организаций в отдельных регионах – этот сценарий в среднесрочной перспективе создает условия для повышения производительности и более низкого уровня цен.

Налоги: равные условия

Перекосы в регулировании характерны не только для розничного рынка газа в России. Один из главных текущих дисбалансов сейчас создает налоговая политика в отрасли.
Так, в 2022 г. газовая отрасль выплатила в бюджет 3,5 трлн руб. В 2023 г. объемы таких платежей снизятся до 1,4–1,6 трлн руб., при этом более трети придется на дополнительный сбор по НДПИ на газ (50 млрд руб. в месяц), уплачиваемый «Газпромом». Таким образом, в этом году на ПАО «Газпром» придется свыше 85 % выплат по НДПИ на природный газ при том, что государственный концерн добывает лишь 60 % российского газа. Такая модель была обоснована, когда компания направляла на экспорт 35–40 % всего добываемого газа. Однако сейчас, когда доля экспортных поставок снизилась до менее чем 25 % от общего объема добычи, а значительная часть его реализации на внешних рынках приходится на страны с фиксированными низкими ценами (Белоруссия, Казахстан), она перестала быть актуальной (рис. 4).

Это означает, что возможности для субсидирования внутреннего рынка за счет экспорта сокращаются, более того, «Газпром» оказывается в худших условиях в сравнении с независимыми производителями, которые платят НДПИ на газ по более низким ставкам или же не платят его вообще (при добыче попутного газа), т. к. сейчас НДПИ на газ привязан к стоимости газа на экспортных рынках, а используемые при расчете налога предположения (например, доля выручки, получаемая на внешних рынках) уже не являются актуальными.
Таким образом, при сохранении действующего подхода к налоговому регулированию, маржа «Газпрома» от поставок газа в западные и южные регионы страны будет продолжать находиться на околонулевой отметке (рис. 5), что не позволит компании финансировать капитальные затраты в поддержание добычных и газотранспортных мощностей. Положение независимых производителей лучше благодаря более низкой налоговой нагрузке, но запас финансовой прочности у них также невелик.

Таким образом, для создания эффективной конкурентной среды необходимо обеспечить не только недискриминационный доступ к инфраструктуре ЕСГ, но и равные налоговые условия – в противном случае, заработки на внутреннем рынке для российских производителей будут определяться внешней конъюнктурой, в т. ч. в регионах, куда Россия уже де-факто не поставляет природный газ.
Важным моментом является и то, что в складывающихся внешнеэкономических условиях сохранение ориентации рентных платежей на цены экспортных рынков искажает фактические пропорции, складывающиеся в нефтегазовом секторе. Поэтому было бы целесообразно постепенно уходить от этих бенчмарков, что позволило бы повысить планирование налоговых поступлений. Одним из вариантов такой системы могло бы стать использование двухкомпонентной системы налогообложения, где первая часть была бы связана с прогнозными оценками добычи, а вторая – с объемом формируемой прибыли. Могут быть предложены и другие варианты, но важно понимать, что изменение модели функционирования газовой отрасли потребует изменений не только механизмов тарифообразования на внутреннем рынке, но и принципов налогообложения отрасли в целом.

Баланс для участников рынка

Вопрос о том, что получают участники рынка при реализации разных моделей регулирования, является одним из ключевых. Сохранение «индексного» подхода позволяет и производителям, и потребителям получить определенность лишь краткосрочных перспектив развития рынка. Дерегулирование рынка, с одной стороны, создает риски сильных колебаний цен, но, с другой стороны, позволяет определить реальную стоимость природного газа для разных групп потребителей и в среднесрочной перспективе создать стимулы для всех участников рынка повышать эффективность своей деятельности, обеспечивая, «в среднем», более низкий уровень цен.
Российский газовый рынок сейчас находится на развилке, и выбор в пользу привычных инструментов, на первый взгляд, выглядит правильным решением. Однако, на наш взгляд, сейчас созданы все условия для либерализации рынка – к ней готовы и потребители, и регулятор, коммерческая и технологическая инфраструктура, а также сами производители. При этом высокий уровень свободных добычных и транспортных мощностей позволяет обеспечить переход к рыночному ценообразованию внутри страны без резкого роста стоимости газа для конечных потребителей.

Наличие развитого внутреннего рынка газа соответствует интересам его потребителей и всей российской экономики. Постепенное снижение дисбалансов возможно в условиях эффективной и справедливой конкуренции на рынке «Газпрома» и независимых производителей. В этом случае возникнут условия для активизации всех направлений развития газового сектора, а значит будет увеличиваться и потенциал его влияния на параметры развития российской экономики. В частности, если для «Газпрома» приоритетное значение в ближайшее время будет иметь развитие газотранспортной системы в восточном направлении и реализации программы газификации, то для независимых производителей приоритетами могут выступать развитие проектов в области сжиженного природного газа, диверсификация деятельности в части развития смежных машиностроительных производств, газохимии, наращивания компетенций в части разработки трудноизвлекаемых запасов. Эти существенные различия в стратегиях крупнейших производителей газа безусловно должны найти отражение и в новой концепции развития газового сектора России.