Трансформация газового мирового рынка

Для российских исследователей в области энергетики, экономистов и специалистов по регулированию ТЭК этот массив данных и аналитики позволяет верифицировать теоретические модели либерализации и регулирования, сопоставлять различные траектории развития «рыночного» и «регулируемого» ценообразования, оценивать устойчивость разнообразных институциональных конфигураций к внешним ценовым шокам, а также выстраивать сценарные расчеты по дальнейшей эволюции газо‑газовой конкуренции и нефтепривязанных контрактов с учетом сохраняющейся значимой роли регулируемых режимов в странах с крупными ресурсными базами, включая государства бывшего СССР.

Международный газовый союз (International Gas Union, IGU) публикует исследование «Wholesale Gas Price Survey» с 2005 года; новое издание охватывает уже двадцатилетний период изменений в механизмах оптового ценообразования на газ. В выпуске за 2025 год проанализированы данные по 93% мирового потребления газа, что позволяет говорить о репрезентативной картине по основным регионам и сегментам рынка.

Отчет сочетает количественный анализ динамики механизмов ценообразования (газо‑газовая конкуренция, нефтепривязанные контракты, различные формы регулирования и др.) с качественной оценкой влияния институциональной среды, развития инфраструктуры сжиженного природного газа (СПГ) и эволюции контрактных практик на степень сближения цен между регионами.

Ключевые долгосрочные тенденции

Отчет выделяет три структурные тенденции: постепенный переход от преимущественно регулируемого к более рыночному ценообразованию, смещение от нефтепривязанных контрактов (Oil Price Escalation) к газо‑газовой конкуренции (Gas‑on‑Gas Competition) и общую тенденцию к глобальной конвергенции цен, нарушенную эпизодами резкой ценовой волатильности в начале 2020‑х годов.

Доля механизмов, отнесенных к рыночным (нефтепривязанные, газо‑газовая конкуренция, двусторонние монопольные соглашения, нетбэк‑подход), в мировом потреблении выросла с 62% в 2005 году до 72% в 2025‑м, тогда как совокупная доля регулируемых режимов (регулирование по затратам, социально‑политическое регулирование, тарифы ниже себестоимости, отсутствие формализованной цены) снизилась с 38 до 28%. С учетом различий в темпах роста спроса в различных группах стран рост доли газо‑газовой конкуренции, скорректированный по структуре потребления, оценивается примерно в 28 процентных пунктов за двадцатилетний период.

Эволюция механизмов ценообразования

Ключевым институциональным сдвигом стал переход от нефтепривязанных контрактов к ценам, формируемым на газовых торговых площадках и через конкурентную торговлю. В Европе доля газо‑газовой конкуренции в трубопроводных импортных объемах выросла с 23% в 2005 году до 61% к 2017‑му, а затем закрепилась на высоком уровне, существенно сократив роль нефтепривязки в большинстве рынков.

В сегменте СПГ доля газо‑газовой конкуренции в мировом импорте сжиженного газа увеличилась с 25% в 2016 году до 52% в 2025‑м; важным фактором выступил рост экспорта СПГ из Северной Америки на условиях индексации к хабовому индикатору Henry Hub и высокой договорной гибкости, что способствовало расширению спотового сегмента. В то же время нефтепривязанные контракты сохраняют значимую роль в ряде азиатских рынков, где доминируют долгосрочные соглашения и переход к хабовым индексам осуществляется постепенно.

Регулируемые рынки в странах с крупными ресурсными базами

Несмотря на общемировой тренд к либерализации, отчет фиксирует устойчивую группу стран с преобладанием регулируемого ценообразования, включающую значительную часть государств с крупными запасами газа в регионах бывшего Советского Союза, Ближнего Востока и Северной Африки. В этих юрисдикциях высокие уровни собственной добычи, значительная роль государственных компаний и социальные функции тарифной политики способствуют сохранению различных форм регулирования цен, включая тарифы, ориентированные на покрытие затрат, социально значимые тарифы и тарифы ниже себестоимости.

Отдельные рынки из этой группы демонстрируют постепенный переход к более рыночным механизмам: так, Египет по мере наращивания импорта частично перешел на механизмы газо‑газовой конкуренции, а ряд стран Латинской Америки и Восточной Европы в начале 2020‑х годов формально зафиксировали переход от регулируемых моделей к хабовой индексации. Эти примеры показывают, что доступ к международной торговле газом и рост роли СПГ способны стимулировать реформы даже в традиционно регулируемых сегментах.

Конвергенция цен и последствия «глобализации» газа

IGU использует коэффициент вариации по широкому набору стран для оценки степени глобальной конвергенции оптовых цен. В 2005–2020 годах этот показатель снизился примерно на 15 процентных пунктов, что авторы связывают с развитием газовых хабов, расширением торговли СПГ и ростом распространенности газо‑газовой конкуренции.

В 2021–2022 годах на фоне восстановления спроса после пандемии и напряженности на отдельных направлениях поставок газа в Европу коэффициент вариации вновь вырос до значений, близких к уровню начала 2000‑х годов, отражая временное расхождение региональных цен. В 2023–2025 годах показатель снова начал снижаться, хотя и не вернулся полностью к значениям конца 2010‑х, что свидетельствует о сохраняющейся повышенной волатильности.

Рост спотовых объемов и гибкость СПГ

Одним из ключевых выводов отчета является то, что рост спотового сегмента СПГ и связанная с ним договорная гибкость стали важным фактором адаптации мирового газового рынка к нескольким крупным ценовым и инфраструктурным эпизодам в течение четырех лет. Объемы спотовых поставок СПГ увеличились с 63 млрд куб. м в 2016 году до 210 млрд куб. м в 2025‑м, а доля спотовых партий в общем импорте СПГ достигла 40%.

До 2010 года рост спотового сегмента концентрировался главным образом в регионе Азиатско‑Тихоокеанского сотрудничества, а начиная с 2016 года заметную роль стала играть экспансия экспорта СПГ из Северной Америки, усилившая поставки в Китай, Индию, Японию и Республику Корею. В 2019 году спотовые потоки в Европу увеличились, а в 2022 году часть спотовых партий была переориентирована в европейские газовые хабы, где спотовые поставки достигли 64 млрд куб. м (около 40% импорта СПГ в Европу).

«Волна СПГ»

До конца февраля 2026 года отраслевые оценки исходили из того, что новая «волна СПГ» приведет к увеличению глобальной доступной мощности по сжижению газа с 2025 по 2030 годы почти на 320 млрд куб. м, что примерно в полтора раза превышает прирост мощности за предыдущий период после 2016‑го. К 2028 году совокупная мощность оценивалась на уровне порядка 762 млрд куб. м в год, из которых около 66 млрд приходилось на расширение проекта North Field, а еще около 6,5 млрд — на комплекс в районе Ruwais.

Корректировка сценариев с учетом временного снижения доступности части катарских и эмиратских мощностей снижает ожидаемый объем доступного сжижения к 2028 году до порядка 622 млрд куб. м, сопоставимого с оценочным приведенным годовым уровнем на конец февраля 2026 года. Это означает, что ожидавшийся ранее период выраженного избытка СПГ заменяется более сбалансированной или даже напряженной конфигурацией, при которой существенную роль играют сроки восстановления инфраструктуры и ввод новых проектов.

Китайская газовая стратегия

Раздел, посвященный Китаю, рассматривает пример комплексной стратегии, ориентированной на комбинирование собственной добычи, импортных трубопроводных поставок и СПГ. В 2025 году собственная добыча оценивается примерно в 262 млрд куб. м при потреблении около 427 млрд куб. м, что означает покрытие более половины внутреннего спроса за счет национальных ресурсов. За последние 10 лет среднегодовой рост добычи составил около 7%, при существенном вкладе нетрадиционных ресурсов, проектов по добыче угольного метана и новых месторождений в западных регионах страны.

В электроэнергетике газ занимает умеренную долю (около 4% производства электроэнергии в 2025 году), поскольку значительное внимание уделяется развитию возобновляемых источников энергии и систем накопления. Основные драйверы роста газового потребления сосредоточены в промышленности, жилищно‑коммунальном секторе и транспорте, при этом отмечается высокая чувствительность потребления к ценовой динамике СПГ.

Индия: потенциал СПГ и институциональные ограничения

В отношении Индии отчет подчеркивает сочетание быстрого роста мощностей по регазификации с более медленным развитием магистральной и распределительной газотранспортной инфраструктуры, а также сложной эволюцией модели ценообразования. В 2015 году была предпринята попытка привязать цену внутренней добычи к корзине хабовых индексов и отдельным оптовым ориентирам, что первоначально обеспечило связь с мировым рынком, но привело к значительному росту внутренней цены в 2022 году на фоне резкого повышения хабовых котировок.

В дальнейшем был осуществлен переход к нефтепривязке, однако и при этой конфигурации внутренние цены оставались на уровне выше 7 долл. за миллион британских тепловых единиц, тогда как при сохранении прежней корзины формула могла бы дать более низкие значения. Авторы приходят к выводу, что дальнейшее расширение роли газа в энергетическом балансе Индии потребует комплексной реформы регулирования, тарифов на доступ к терминалам и сетям, а также модернизации договорной практики.

Европейская регуляторная повестка

Отчет подробно рассматривает развитие европейской регуляторной базы, включая регламент по метановым выбросам, директиву по корпоративной устойчивости и надлежащей проверке, а также принятые меры по ограничению импорта отдельных поставщиков трубопроводного газа и СПГ. Эти инициативы описываются как фактор, одновременно направленный на снижение выбросов и повышение устойчивости цепочек поставок, но способный оказывать влияние на гибкость рынка и инвестиционные стимулы.

Анализируется также ряд мер, принятых в 2022 году в рамках антикризисной политики, включая цели по заполнению подземных хранилищ газа, обсуждение предельных уровней цен на оптовом рынке и широкие программы поддержки потребителей. По оценке авторов, часть этих инструментов могла усиливать ценовую волатильность и искажать сигналы спроса, хотя при этом рынок продемонстрировал способность перераспределять потоки СПГ между регионами.

Социально‑экономические последствия для развивающихся стран

Одним из важных выводов отчета является то, что высокая гибкость глобального рынка и ценовые сигналы не всегда обеспечивают равномерную доступность газа для всех стран. В 2022 году отдельные государства с низким уровнем доходов столкнулись с существенными ограничениями доступа к СПГ из‑за перераспределения поставок в пользу рынков с более высокой платежеспособностью.

Во второй половине 2020‑х годов подобные риски вновь проявляются на фоне повышенного долгового бремени и ограниченных возможностей бюджетной поддержки в ряде развивающихся экономик. Это позволяет говорить о «обратной стороне» ценовой конвергенции: сближение цен и рост газо‑газовой конкуренции не всегда сопровождаются улучшением социальной и экономической доступности газа для всех категорий потребителей.

С точки зрения исследовательского и экспертного анализа глобальной энергетики обзор IGU 2026 года представляет интерес по нескольким направлениям.

Во‑первых, он показывает, что практически весь прирост мирового газового потребления за 2005–2025 годы (около 1 417 млрд куб. м) был обеспечен преимущественно за счет расширения сегмента газо‑газовой конкуренции, объем которой увеличился примерно на 1 247 млрд куб. м, тогда как совокупная доля регулируемых режимов сократилась примерно на 10 процентных пунктов.

Во‑вторых, отчет демонстрирует, что институциональные изменения — развитие газовых хабов, переход к хабовым индексам, повышение роли гибких договорных форм — оказывают столь же значимое влияние на устойчивость рынка, как и физические инвестиции в добычу и инфраструктуру СПГ. В условиях высокой волатильности 2020‑х годов именно сочетание инфраструктурных и институциональных изменений рассматривается как фактор повышения адаптивности рынка к внешним шокам.

В‑третьих, IGU подчеркивает, что дальнейшее развитие газовой конкуренции и углубление ценовой конвергенции будут во многом зависеть от траекторий реформ в ключевых азиатских экономиках, конфигурации «волны СПГ» во второй половине 2020‑х годов и способности регуляторов сочетать климатические цели, инвестиционные стимулы и задачи обеспечения доступности энергии для потребителей.

IGU отчет