О формировании российского ценового бенчмарка на СПГ на Азиатско-Тихоокеанском рынке

Исследуются условия, при которых может быть сформирован российский ценовой ориентир на сжиженный природный газ (СПГ) для покупателей в Северо-Восточной Азии в условиях фрагментации мирового рынка энергоресурсов. Актуальность проблемы определяется ростом газовой конкуренции в ценообразовании, снижением репрезентативности западных котировок для российских поставок и расширением санкционных ограничений в отношении российского СПГ. Выделены четыре составляющие ценовой инфраструктуры: ценовой индикатор, бенчмарк, спотовый хаб и биржевой инструмент. На основании анализа проектов «Сахалин-2», «Ямал СПГ» и «Арктик СПГ 2», а также экспортных и перевалочных базисов российского СПГ показано, что Россия располагает физической экспортной базой для постановки вопроса о национальной ценовой оценке, но ее недостаточно для немедленного формирования полноценного рыночного бенчмарка. Основными ограничениями выступают низкая ликвидность спотового сегмента, олигопольная структура предложения, неоднородность логистических базисов, неполная прозрачность сделок и санкционная отрезанность от международной клиринговой инфраструктуры. Предложена четырехэтапная модель: расчетный нетбэк-индикатор для налогово-таможенного контура; независимая FOB-оценка по российским экспортным базисам; ограниченное контрактное применение с переходом к статусу бенчмарка; биржевое сопряжение и формирование деривативного контура. Такой индикатор сопоставляет фактическую экспортную цену с расчетной доходностью премиального направления поставок за вычетом затрат и выполняет фискально-прикладную функцию; административное назначение его обязательным контрактным ориентиром не предполагается. На среднесрочном горизонте возможно формирование российской FOB-оценки, в которой таможенная статистика выполняет контрольную, но не базовую ценовую функцию.

1. Еремин С. В. (2019). Рынки природного газа в условиях международной экономической интеграции: учеб. пособие. М.: Издат. центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина.

2. Катюха П. Б., Лошкарев А. С. (2024). Создание российских спотовых хабов на мировом газовом рынке как ключевой фактор эффективной энергетической политики России // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. № 1. С. 65 — 68.

3. Катюха П. Б., Флегонтов Н. А. (2024). О создании нефтяного бенчмарка в российской Арктике // Вопросы экономики. № 5. С. 91—104. https://doi.org/10.32609/0042-8736-2024-5-91-104

4. Катюха П. Б., Цветаев Ю. В. (2025). О двух подходах к формированию отечественных нефтяных индикаторов для целей налогообложения // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. № 5. С. 54—58.

5. Конопляник А. А., Маликова О. И., Орлова Е. С. (ред.) (2017). Эволюция системы ценообразования на мировом энергетическом рынке: экономические последствия для России. М.: Экономический факультет МГУ имени М. В. Ломоносова.

6. Росстат (2026). О промышленном производстве в 2025 году. https://rosstat.gov.ru/storage/mediabank/13_06-02-2026.html

7. Arthur W. B. (1989). Competing technologies, increasing returns, and lock-in by historical events. Economic Journal, Vol. 99, No. 394, pp. 116 — 131. https://doi.org/10.2307/2234208

8. Council of the European Union (2024). Council Regulation (EU) 2024/1745 of 24 June 2024 amending Regulation (EU) No. 833/2014 concerning restrictive measures in view of Russia’s actions destabilising the situation in Ukraine. Official Journal of the European Union, 24 June. https://eur-lex.europa.eu/eli/reg/2024/1745

9. Energy Institute (2025). Statistical review of world energy 2025. London: Energy Institute.

10. European Commission (2026). REPowerEU — phase out of Russian energy imports. Brussels. https://energy.ec.europa.eu/strategy/repowereu-phase-out-russian-en-ergy-imports_en

11. Farrell J., Saloner G. (1985). Standardization, compatibility, and innovation. RAND Journal of Economics, Vol. 16, No. 1, pp. 70—83. https://doi.org/10.2307/2555589

12. GIIGNL (2025). Annual report 2025. Paris: International Group of Liquefied Natural Gas Importers.

13. GIIGNL (2026). Annual report 2026. Paris: International Group of Liquefied Natural Gas Importers.

14. Heather P. (2019). European traded gas hubs: A decade of change. OIES Energy Insight, No. 55. Oxford: Oxford Institute for Energy Studies.

15. Hupka Y., Popova I., Simkins B., Lee T. (2023). A review of the literature on LNG: Hubs development, market integration, and price discovery. Journal of Commodity Markets, Vol. 31, article 100349. https://doi.org/10.1016/j.jcomm.2023.100349

16. IEA (2025). Gas 2025. Paris: International Energy Agency. https://doi.org/10.1787/87f9751e-en

17. IEA (2026). Gas market report, Q1-2026. Paris: International Energy Agency.

18. IGU (2025a). Wholesale gas price survey. London: International Gas Union.

19. IGU (2025b). World LNG report 2025. London: International Gas Union.

20. IOSCO (2012). Principles for oil price reporting agencies. Final Report No. FR06/12. Madrid: International Organization of Securities Commissions.

21. Rogers H., Stern J. (2014). Challenges to JCC pricing in Asian LNG markets. OIES Paper, No. NG 81. Oxford: Oxford Institute for Energy Studies. https://doi.org/10.26889/9781907555923

22. Stern J., Rogers H. (2011). The transition to hub-based gas pricing in continental Europe. OIES Paper, No. NG 49. Oxford: Oxford Institute for Energy Studies.

23. Zhang L., Yang D., Wu S., Luo M. (2023). Revisiting the pricing benchmarks for Asian LNG: An equilibrium analysis. Energy, Vol. 262, article 125426. https://doi.org/10.1016/j.energy.2022.125426