Оценка влияния реформ регулирования на ценообразование на рынке природного газа в России тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Талипова Аминам Садыковна

• Талипова Аминам Садыковна
• кандидат наук
• 2025

Оглавление диссертации кандидат наук Талипова Аминам Садыковна

Введение

Глава 1. Регулирование газового рынка: теоретические аспекты на примере России и мировых практик

1.1. Теоретические основы регулирования рынков газа в мире

1.2.Основные тренды на мировых рынках газа и роль российского газа

1.3. Становление и реформы в газовой отрасли России

1.4. Постановка исследовательского вопроса, связанного с влиянием механизмов регулирования на формирование цен на газ в России

Выводы по Главе

Глава 2. Анализ предлагаемой реформы по дерегулированию ценовых границ на российском рынке газа

2.1.Государственные инициативы в области регулирования россйиского рынка газа: анализ теоретических и практических аспектов

2.2.Внутренний рынок газа России и положение на нем доминирующего поставщика

2.3. Теоретический анализ последствий предлагаемых реформ по дерегулированию нижней границы цены на газ

2.4.Влияние вероятных исходов предлагаемых реформ по дерегулированию рынка на независимых производителей

Выводы по Главе

Глава 3. Анализ предлагаемой реформы газового рынка по использованию биржевой цены на газ в качестве ценового индикатора

3.1.Природный газ как биржевой товар и развитие биржевой торговли газом в России

3.2. Качественный анализ торговли на газовой бирже

3.3.Исследование рыночной торговли газом при помощи эконометрических методов для определения эффективности ее использования в качестве ценового индикатора

Выводы по Главе

Глава 4. Конвергенция цен на газ в Европе и ее значение для внутреннего ценообразования в России

4.1.Конвергенция цен на российский трубопроводный газ и ее значение при анализе реформировании внутреннего рынка газа

4.2. Европейские газовые хабы: институциональные ограничения и конкурентные вызовы

4.3. Статистические подходы к анализу коинтеграции рыночных цен в контексте исследования реформирования российского рынка газа

4.3.1. Проблемы применения парной коинтеграции для анализа газовых рынков и предложенная модификация

4.3.2. Метод расширяющегося окна для оценки временной устойчивости ценовой конвергенции

4.3.3. Анализ результатов предлагаемой методологии оценки попарной сходимости

Выводы по Главе

Заключение

Список использованной литературы

Приложения

Приложение 1. Регулируемые оптовые цены на газ в России для промышленных потребителей и домохозяйств в 2014-2019 гг

Приложение 2. Пример первичной документации на российской газовой бирже, Июль

Приложение 3. Результаты тестов ADF и KPSS на стационарность и трендовую стационарность для временных рядов

Приложение 4. Результаты теста Энгл-Грейнджера для тестируемых обратных пар данных

Приложение 5. Результаты тестов KPSS и ADF на сближение цен для цен на газопровод Северного потока с газовыми хабами и нефтью Brent

Приложение 6. Результаты тестов KPSS и ADF на сближение цен для цен на газопровод в Латвии с газовыми хабами и нефтью Brent

Приложение 7. Результаты тестов KPSS и ADF на сближение цен для цен на газопровод в Чехии с газовыми хабами и нефтью Brent

Приложение 8. Результаты тестов KPSS и ADF на сближение цен для газового хаба TTF в паре с NCG, Gaspool и нефтью Brent

Введение

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оценка влияния реформ регулирования на ценообразование на рынке природного газа в России»

Актуальность

Российская газовая отрасль играет ключевую роль в экономике и энергетической безопасности страны, а также обеспечивает значительные объемы экспорта, что делает её важным элементом как национальной, так и глобальной экономики. Это объясняется высокой долей газа в энергобалансе России (около 53%) и его влиянием на социальную стабильность и конкурентоспособность промышленности. Особенностью российской газовой отрасли является ее структура, в которой значительная часть газовой инфраструктуры — транспортные сети и экспортные каналы — контролируется одним субъектом, ПАО «Газпром» (далее по тексту —Газпром). Это было исторически связано с геологическими и инфраструктурными особенностями, а именно удаленностью центров добычи от центров потребления газа при одновременно высокой капиталоемкости сооружения трубопроводов (Патрушев, 2019). Высокая капиталоемкость требует значительных инвестиций и организационных усилий для поддержания инфраструктуры в рабочем состоянии, а также обеспечения стабильности поставок газа во все регионы страны.

В результате газовая отрасль приобрела доминирующего поставщика в лице

Газпрома, контроль над ценами которого на внутреннем рынке и экспортными

потоками был направлен на обеспечение доступности газа для внутренних

потребителей и стабилизацию поступлений в бюджет страны. Что же касается

регулирования, то из-за возможных серьезных макроэкономических последствий

решения всегда принимались с большой осторожностью на протяжении последних

десятилетий. В отличие от других энергетических ресурсов, цены на газ были и

остаются регулируемыми для доминирующего поставщика и частично для

независимых производителей газа, несмотря на внедрение для последних

отдельных рыночных механизмов. Таким образом, в попытке снизить

макроэкономические риски и одновременно создать стимулы для конкуренции в

условиях частично монополизированного рынка, в России сегодня действует

5

уникальная гибридная модель ценообразования, которая сочетает государственное регулирование с рыночными принципами. Несмотря на присущие ей институциональные и экономические ограничения, данная модель регулирования сохраняет устойчивость и функциональность.

С начала 2000-х гг. в России начались реформы, направленные на постепенное снижение доли доминирующего поставщика и развитие конкурентных механизмов в газовой отрасли. Важным этапом стало создание системы биржевой торговли газом, а также обсуждение сценариев частичного дерегулирования внутренних цен (Корчин, 2020). С 2014 по 2018 гг. Федеральная антимонопольная служба Российской Федерации (далее по тексту ФАС России) активно занималась разработкой мер по повышению эффективности внутреннего рынка газа, включая использование биржевых механизмов (ФАС России, 2019). Однако, несмотря на значительные усилия со стороны регулирующих органов, рынок природного газа в России до сих пор остаётся преимущественно регулируемым. Это приводит к тому, что существующая система ценообразования, сочетающая регулируемые цены для доминирующего поставщика, а также биржевые цены и элементы рыночных механизмов, создаёт неравномерные условия для участников рынка (Смирнов, 2018). Регулирование российского рынка природного газа обладает рядом особенностей, которые могут сдерживать его дальнейшее развитие. Во-первых, несмотря на наличие формального недискриминационного доступа к транспортной инфраструктуре, эксклюзивное право Газпрома быть оператором Единой системы газоснабжения (далее по тексту ЕСГ), включая экспортные трубопроводы, создаёт определённые ограничения для независимых производителей (Волков, 2017).

Такая структура управления инфраструктурой, в отличие от моделей, предполагающих участие независимых операторов или отдельного регулирования, может порождать риск ограниченной конкуренции (Кузнецова, 2020). Это связано с тем, что совмещение функций оператора и производителя, даже при соблюдении установленных правил, затрудняет создание равных условий для всех участников

рынка. Подобная организация рынка может снижать возможности для независимых производителей газа реализовывать свои конкурентные преимущества, что подтверждается ограниченным доступом к транспортной инфраструктуре и отсутствием эффективных механизмов регулирования (Патрушев, 2019).

Также существующая система ценообразования может создавать условия для дисбаланса в отношении участников рынка. Различные подходы к ценообразованию приводят к тому, что независимые производители сталкиваются с дополнительными вызовами в обеспечении конкурентоспособности своих предложений. Эти условия могут ограничивать инновационную активность и снижать стимулы для повышения операционной эффективности.

Наконец, государственное регулирование может не всегда отражать реальные экономические условия, что сдерживает приток новых инвестиций в отрасль. Недостаток конкуренции и необходимость регулирования цен могут приводить к ситуации, когда цены на газ не в полной мере отражают его стоимость. Это усложняет возможность адаптации к изменениям как на внутреннем, так и на внешнем рынках и снижает гибкость рыночных механизмов. Существенная роль государства в регулировании газового рынка оказывает значительное влияние на механизмы ценообразования, что, в свою очередь, отражается на потенциале долгосрочного развития отрасли. Ограниченность доступа к экспортным трубопроводным каналам и недостаток гибкости в формировании цен могут затруднить адаптацию российских производителей к изменяющимся рыночным условиям. Учитывая также растущую долю сжиженного природного газа (далее по тексту СПГ) на мировых рынках и усиление конкурентного давления, важнейшей задачей становится выработка подходов к повышению адаптивности системы регулирования в отрасли и, как следствие, ценообразования, которые будут способствовать устойчивому развитию российского газового сектора.

Два взаимосвязанных фактора — эксклюзивное право на управление

экспортной транспортной инфраструктурой доминирующим поставщиком и

7

контроль государства над тарифами на транспортировку — делают российский рынок газа одним из наиболее сложных для проведения реформ. В условиях существования таких барьеров реформы направлены на создание равных условий для всех участников и повышение прозрачности ценообразования. В частности, важную роль в этом процессе играет биржевая торговля газом через Санкт-Петербургскую Международную Товарно-сырьевую Биржу (СПбМТСБ). Она призвана стать индикатором справедливых рыночных цен, однако ее текущий уровень ликвидности достаточно низкий, что вызывает сомнения в возможности выполнения этой роли.

В последние годы российская газовая отрасль столкнулась с серьезными вызовами на внешних рынках, что требует переосмысления существующих подходов к регулированию и реформированию отрасли. Введение странами ЕС и США запрета на поставки оборудования и технологий, а также уход зарубежных подрядчиков значительно изменили условия работы на экспортных рынках. Сокращение поставок трубопроводного газа в ЕС, вызванное подрывом газопроводов «Северный поток 1» и «Северный поток 2» и прекращением транзита через Украину, создало новые реалии для российской газовой отрасли. Вопросы о том, как будет развиваться рынок газа в будущем, остаются открытыми. Регуляторы и участники рынка обсуждают необходимость изменений в тарифной системе и подходах к определению потребителей. При этом важно учитывать влияние дерегулирования на конкурентоспособность всей экономики России, поскольку газовый сектор остается основой для ее устойчивого развития (Громов, Кондратьев, Широв, 2023).

Таким образом, вопрос влияния регулирования на ценообразование на газ в России и сегодня остается одним из самых сложных и актуальных не только для газовой отрасли, но и для всей энергетической и экономической системы страны. Влияние различных реформ на ценообразование требует тщательного изучения, что делает тему данной диссертационной работы актуальной и значимой в контексте современных экономических реалий. Актуальность данной диссертации

также подчеркивается текущими вызовами и трансформациями, происходящими в российской газовой отрасли. В условиях, когда экспорт газа в Европу перестает быть основным источником финансирования убыточных внутренних поставок, требуются комплексные преобразования в отрасли. Эти преобразования включают развитие конкуренции и поэтапное дерегулирование цен, а также пересмотр налоговой политики для обеспечения предсказуемости рисков и доходности (Кулагин, 2024). Эти аспекты напрямую связаны с целями диссертации, которая направлена на исследование влияния предлагаемых государством реформ регулирования на процесс ценообразования в газовой отрасли России.

Настоящая диссертация посвящена исследованию возможного влияния предлагаемых реформ государственного регулирования на процесс ценообразования в газовой отрасли России. Основное внимание уделено следующим предлагаемым ФАС России реформам: анализу эффективности биржевой торговли газом в условиях частичного дерегулирования, оценке последствий предлагаемой реформы по отмене нижней границы цены на газ для доминирующего поставщика, а также использованию экспортных цен на газ как бенчмарка для внутреннего рынка газа.

Диссертационная работа начинается с анализа влияния дерегулирования нижней границы цен для промышленных потребителей Газпрома в высокодоходных регионах на ценообразование на рынке газа и носит теоретико -описательный характер. Этот предложенный эксперимент по реформированию рынка газа представляет собой важный шаг к дерегулированию рынка и может существенно повлиять на ценообразование на рынке газа. В работе дополнительно проводится анализ потенциальных последствий такого шага: оценка влияния на инвестиционную привлекательность независимых производителей, возможные изменения в структуре потребления газа и экономические эффекты для различных категорий потребителей.

Вторая глава диссертации посвящена роли биржевой торговли в

реформировании российского рынка газа, в которой проводится критический

9

анализ эффективности использования биржи как индикатора справедливых рыночных цен. В данной главе также исследуются факторы ликвидности биржевых торгов, оценивается способность текущей модели отражать реальную рыночную ситуацию. Также приводится сравнительный анализ российской практики с международным опытом использования биржевых механизмов. Проведённый анализ вносит вклад в оценку потенциала этого инструмента в качестве замены регулируемых цен на газ.

Третья глава диссертационного исследования посвящена анализу ценовой сходимости между российским трубопроводным экспортным газом и ключевыми европейскими хабами, что позволяет оценить предложение использования экспортных цен в качестве индикатора на внутреннем рынке. Примененный подход дает возможность выявить, насколько внутреннее регулирование соответствует рыночным реалиям и в какой мере цены на международных рынках отражают условия, применимые к российскому газовому рынку. Анализ через призму ценовой сходимости помогает определить, насколько реформы регулирования на внутреннем рынке должны учитывать влияние экспортных цен для повышения эффективности системы ценообразования. Дополнительно исследуется, как динамика сходимости цен может сигнализировать о необходимости корректировки текущих подходов к регулированию на внутреннем рынке, чтобы создать условия, при которых российские производители смогут более эффективно конкурировать, оставаясь интегрированными в глобальные рыночные процессы.

В заключение, настоящая диссертация представляет собой комплексное исследование рассматриваемых ФАС России реформ регулирования рынка природного газа в России и их влияния на механизмы ценообразования. В работе анализируются как теоретические аспекты предлагаемых реформ, так и их практическая реализация, что позволяет глубже понять их последствия для структуры рынка и функционирования газовой отрасли в целом. Использование эконометрических инструментов анализа позволило обосновать влияние реформ на формирование ценовых механизмов и их потенциальную динамику на

внутреннем рынке, а также выявить возможности и ограничения существующей модели регулирования. Таким образом, результаты исследования не только дают оценку текущей ситуации, но и могут послужить основой для формирования рекомендаций по совершенствованию системы регулирования в газовой отрасли России. Сделанные выводы подчеркивают важность комплексного подхода к реформированию отрасли, направленного на создание прозрачной, конкурентной и устойчивой системы, способной адаптироваться к внутренним и внешним вызовам.

Теоретические основы

Российский рынок природного газа представляет собой сложную и многоуровневую систему, в которой действуют различные участники, включая доминирующего игрока в лице Газпрома, а также независимых производителей и другие компании. Каждый из этих участников играет свою роль в формировании ценообразования и конкурентной среды на рынке. На этом фоне доминирующий поставщик и независимые производители газа занимают разные позиции, что существенно влияет на их возможности и стратегии (Патрушев, 2019). Газпром является крупнейшей энергетической компанией в России, играющей ключевую роль в обеспечении страны природным газом и экспортных поставках. Компания контролирует не только основные объёмы добычи (около 70-72%), но и значительную часть транспортной инфраструктуры, включая ЕСГ, магистральные трубопроводы, подземные хранилища, а также экспортные маршруты. Это положение обеспечивает компании стратегическое преимущество, а также предоставляет возможность участвовать в реализации приоритетов государственной политики в энергетике (Салыгин и др., 2014). Кроме того, Газпром активно участвует в экспортных поставках газа, в частности в Европу, где его контракты частично привязаны к ценовым индексам на нефть. Это влияет не только на экспортные цены, но и на ценообразование внутри страны (Волков, 2017). Компания подчиняется административному контролю, будучи государственной, прежде всего со стороны ФАС России и Минэнерго России. С

одной стороны, это позволяет государству сохранять макроэкономическую

устойчивость и контролировать цены для уязвимых групп потребителей. С другой

— ограничивает операционную гибкость самой компании, особенно в условиях

рыночных шоков и нестабильной внешнеэкономической обстановки. Независимые

производители, такие как ПАО «НОВАТЭК», «Иркутская нефтяная компания»,

«Сургутнефтегаз» и другие, играют важную роль в формировании газовой отрасли

России. Несмотря на нарастающее присутствие, эти компании сталкиваются с

рядом барьеров, включая необходимость резервирования мощностей у Газпрома,

регламентированные процедуры допуска к экспортным поставкам, а также

ограниченный доступ к ключевым элементам инфраструктуры, особенно в части

хранения и транспортировки газа (Кузнецова, 2020). Цены на газ для независимых

производителей также регулируются государственными органами. На российском

рынке природного газа также действуют и другие участники, например

региональные компании. Это местные производители газа, ориентированные на

удовлетворение потребностей конкретных регионов. Также участниками рынка

являются импортеры и трейдеры. Региональные производители газа, как правило,

действуют в рамках локальных сегментов и не обладают возможностями выхода

на федеральный или международный рынок. Импортеры СПГ и трейдеры

составляют меньшую, но всё более заметную долю участников. Они влияют на

краткосрочную ликвидность газового рынка через участие в биржевых торгах.

Важной институциональной единицей является Санкт-Петербургская

международная товарно-сырьевая биржа (далее по тексту СПбМТСБ),

обеспечивающая площадку для биржевой торговли газом. Однако её

недостаточная ликвидность, а также ограниченное количество продавцов и

покупателей существенно снижают роль биржевых цен как индикатора

равновесного рыночного уровня (Корчин, 2020). Что же касается ценообразования

на природный газ в России, то оно представляет собой сложный процесс, который

регулируется множеством факторов, включая законодательные инициативы,

рыночные механизмы и действия доминирующего поставщика. Система

ценообразования на российском рынке газа включает в себя как регулируемые, так

12

и рыночные элементы и является разной для разных участников. В целом, основными группами механизмов формирования цен на российском рынке газа являются:

1. Регулируемые границы цен. Ценовые границы на газ для конечных потребителей устанавливаются на основании решений государственных органов. Это касается как доминирующего поставщика, так и частично независимых производителей газа. Регулирование цен направлено на обеспечение доступности газа для населения и промышленности, однако оно также может привести к искажению рыночных сигналов (Карасев, 2016; Винокуров и Князева, 2019). Основу правового регулирования составляют Федеральный закон «О естественных монополиях» и Постановление Правительства РФ №1021 (Федеральный закон №147-ФЗ, 1995; Постановление №1021, 2000).

2. Биржевые цены. С 2014 г. в России активно развиваются механизмы биржевой торговли газом, что создает альтернативу действующему государственному регулированию. Биржевые цены формируются на основе спроса и предложения, что позволяет более гибко реагировать на изменения в рыночной среде. Однако уровень ликвидности биржи остается низким, что ограничивает ее влияние на общие цены (Хизриева, 2021; Губайдуллин и Шиманская, 2020). Основой функционирования биржи являются Постановление Правительства РФ №154 и регламент СПбМТСБ (Постановление №154, 2014; СПбМТСБ, 2024).

3. Контрактные цены. Долгосрочные экспортные контракты с зарубежными покупателями. Цены по таким контрактам часто зависят от ценовых индексов на международных рынках и могут не отражать реальную стоимость газа на внутреннем рынке. Цены на газ для доминирующего поставщика формируются с учетом государственных интересов и задач по обеспечению макроэкономической стабильности (Stern, 2014; Ершов, 2022). Правовой основой является Федеральный закон «Об экспорте газа» (Федеральный закон №117-ФЗ, 2006).

Государственное регулирование направлено на поддержание доступности газа для населения и промышленных потребителей, а также на стабильное

наполнение бюджета страны. Этот процесс осуществляется под контролем ФАС России и других профильных органов. При этом цены, устанавливаемые в рамках государственного регулирования, могут не всегда полностью отражать реальную стоимость газа, учитывая необходимость достижения социальных и экономических целей. На внешнем рынке Газпром использует долгосрочные контракты, частично привязанные к ценовым индексам на нефть. Такая стратегия обеспечивает компании стабильный доход и снижает риски, связанные с волатильностью мировых цен, что способствует устойчивости экспортной деятельности. В отличие от доминирующего поставщика, независимые производители газа сталкиваются с другими условиями ценообразования. Они не имеют такого же уровня контроля над ценами, как Газпром. Их цены также регулируются государственными органами, но в меньшей степени. Это создает неравные условия по сравнению с доминирующим игроком в пользу независимых производителей. Однако независимые производители должны получать доступ к инфраструктуре у доминирующего поставщика, что ограничивает их возможности для полноценного независимого выхода на рынок. Цены на газ для независимых производителей устанавливаются с учетом регулируемых тарифов и рыночных условий. Соответственно, они могут оказаться ниже тех цен, которые может установить Газпром благодаря своему монопольному положению. Таким образом, независимые производители вынуждены конкурировать не только друг с другом, но и с доминирующим поставщиков. Это создает дополнительные вызовы для обеспечения конкурентоспособности их предложений. Таким образом, мы можем выделить ключевые особенности действующей системы регулирования в российской газовой отрасли:

• Гибридная модель регулирования. Сочетание регулируемых цен и элементов рыночного ценообразования, а также биржевая торговля создаёт уникальную гибридную модель, которая направлена на снижение макроэкономических рисков. Однако эта модель также приводит к неравномерным условиям для участников рынка.

• Контроль транспортной инфраструктуры. Газпром имеет эксклюзивное право быть оператором ЕСГ, что означает, что компания контролирует значительную часть газовой инфраструктуры, включая транспортные сети и экспортные трубопроводные каналы. Это создает барьеры для входа новых игроков на рынок.

• Ограниченная прозрачность регулирования. Существующая система регулирования не всегда обеспечивает прозрачность ценообразования, что затрудняет оценку реальной стоимости газа для потребителей и инвесторов.

Несмотря на наличие различных механизмов формирования цен, действующая модель имеет ряд ограничений:

• Недостаток конкуренции. Эксклюзивное право управления ключевой транспортной инфраструктурой одним участником рынка создает препятствия для других, снижая их возможности реализовывать конкурентные преимущества.

• Искажение рыночных сигналов. Регулирование цен может приводить к тому, что они не отражают реальную стоимость газа, что усложняет адаптацию участников рынка к изменениям внешней среды.

• Низкий уровень ликвидности газовой биржи. Ограниченное участие различных игроков в биржевой торговле газом затрудняет формирование справедливых рыночных цен и снижает эффективность механизма ценообразования.

В последние годы Правительство и ФАС России предпринимают шаги по реформированию газового рынка с целью повышения его конкурентоспособности и либерализации, при этом сохраняя государственные интересы в части обеспечения поступлений в бюджет и поставок природного газа населению. Среди значимых направлений реформ стали, как было указано ранее, создание биржевой торговли газом, а также либерализация экспорта СПГ, что открыло новые возможности для независимых производителей и способствовало увеличению объемов поставок на международные рынки. В частности, в 2013 г. был принят

закон о «Сжиженном природном газе», который установил правовые рамки для развития этого сектора и способствовал привлечению инвестиций в строительство терминалов СПГ1. Позднее были внесены поправки о регулировании цен на СПГ для Газпрома23.

Создание системы биржевой торговли газом также стало важным этапом реформирования. С 2014 г. биржа предоставляет платформу для формирования цен на основе спроса и предложения, что позволяет участникам рынка более эффективно реагировать на изменения внешней среды4. Тем не менее, уровень ликвидности биржи остается низким, что ограничивает её влияние на ценообразование. Кроме того, на протяжении долгого времени ФАС России обсуждаются инициативы по отмене регулирования нижней цены для Газпрома. Эти меры направлены на создание более равных условий для всех участников рынка и стимулирование развития независимых производителей, однако не лишены вопросов в части их реализации. Вышеприведенные реформы и их влияние на ценообразование на рынке газа будут рассмотрены в данной диссертации.

Диссертационное исследование направлено на анализ эффективности внедряемых мер и оценку их воздействия на ценообразование, а также частично на конкурентоспособность участников рынка. В частности, внимание будет уделено

1 Федеральный закон от 30.11.2013 N 318-ФЗ «О внесении изменений в статьи 13 и 24 Федерального закона «Об основах государственного регулирования внешнеэкономической деятельности' и статьи 1 и 3 Федерального закона «Об экспорте газа»». Принят Государственной Думой 22 ноября 2013 г., одобрен Советом Федерации 27 ноября 2013 г.

2 Постановление от 30 ноября 2018 г. №1442. В целях создания условий для реализации на внутреннем рынке природного газа, при поставке которого используются технологии сжижения, в ряд нормативных правовых актов Правительства внесены изменения, предусматривающие отмену государственного регулирования цен на природный газ, реализуемый ПАО «Газпром» с применением технологий сжижения и регазификации при поставках газа потребителям, не относящимся к населению.

3 Постановление от 27 декабря 2017 г. №1663. В целях развития рыночных принципов ценообразования на газ подписанным постановлением ПАО «Газпром» и его аффилированным лицам разрешается с 1 января 2018 г. реализовывать по нерегулируемым ценам добытый ими природный газ организациям для производства сжиженного природного газа для последующего экспорта.

4 Постановление Правительства РФ от 19.06.2014 N 566 (ред. от 17.08.2019) «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам реализации газа в Российской Федерации».

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Талипова Аминам Садыковна, 2025 год

Список использованной литературы

1. Балабин А. А. Зачем «Газпрому» рыночная капитализация? // ЭКО. — 2015. — №3. — С. 18.

2. Безо Н. В., Шмат В. В. Нефтегазовая «монополька» в России // ЭКО. — 2011. — №10. — С. 20.

3. Васильев С. А. Обзор структурных реформ в России после финансового кризиса 1998 года // Международный валютный фонд. — 2000. — URL: https://www. imf. org/external/pubs/ft/seminar/2000/invest/pdf/vasil.pdf (дата обращения: 20.05.2025).

4. Винокуров Ю. В., Князева Т. Ю. Государственное регулирование цен на газ: проблемы и перспективы // Вестник СПбГУ. Экономика. — 2019.

5. Волков А. К. Правовое регулирование обеспечения свободного доступа к газотранспортной системе в Российской Федерации и Европейском союзе // Правоведение. — 2017. — №4. — С. 123-130. — URL: https://cyberleninka.ru/article/n/pravovoe-regulirovanie-obespecheniya-svobodnogo-dostupa-k-gazotransportnoy-sisteme-v-rossiyskoy-federatsii-i-evropeyskom-soyuze (дата обращения: 15.05.2025).

6. Гимади В., Курдин А., Поминова И., Колобов О., Амирагян А., Мартынюк А. Ценообразование на рынках газа. — 2015.

7. Гордеев Д., Идрисов Г., Карпель Е. Теоретические и практические аспекты ценообразования на природный газ на внутреннем и внешнем рынках // Вопросы экономики. — 2015. — № 1. — С. 80-102.

8. Громов А., Кондратьев С., Широв А. Внутренний рынок газа на историческом перепутье // Энергетическая политика. — 2023. — №9(188). — С. 14-25. — DOI: 10.46920/2409-5516-2023-9188-14.

9. Губайдуллин Р. Р., Шиманская Ю. В. Оценка влияния биржевой торговли на формирование цен на газ // Вестник ИЭ РАН. — 2020.

10. Ершов М. Ю. (ред.) Мировой рынок газа: ценообразование и экспортная стратегия России. — М.: ИЭ РАН, 2022.

11. Ермаков В. В. Новая конфигурация российских экспортных газопроводов в Европу. — М., 2017.

12. Журнал «Недра». Кузнецова Е. А. Правовое регулирование транспортировки природного газа // Недра. — 2020. — №2 104. — С. 58-65. — URL: https://jurnedra.ru/cntnt/analitika/analitika-2/n 104.html (дата обращения: 15.05.2025).

13. Закон и экономика. Чернавский С. Я., Эйсмонт О. А. О дерегулировании рынка природного газа // Тарифное регулирование. — 2008. — № 4. — С. 28-39.

14. Карасев А. В. Ценообразование на газ в условиях регулируемого рынка // Энергетическая политика. — 2016.

15. Климентьев А. Перспективы и потенциал экспорта СПГ из России // Нефтегазовая вертикаль. — 2020. — № 8. — С. 31-41.

16. Климентьев А., Митрова Т., Собко А., Родичкин И., Талипова А., Ткаченко М., Марков Б. и др. Возможности и перспективы развития малотоннажного СПГ в России. — М., 2018.

17. Корнилов А. А. Российский газ: текущие вызовы и что ждёт впереди // ЭКО. — 2013. — № 10. — С. 17.

18. Корчин Л. В. Развитие биржевой торговли газом: борьба между экономической эффективностью и интересами участников рынка // Энергетическая политика. — 2020. — №3. — С. 45-53. — URL: https://energypolicy.ru/gazovaya-otrasl-zhdet-peremen/gaz/2023/14/16/ (дата обращения: 15.05.2025).

19. Кулагин В. А. Новая эпоха в развитии российской газовой отрасли // Вопросы экономики. — 2024. — № 5. — С. 74-90. — https://doi.org/10.32609/0042-8736-2024-5-74-90.

20. Курдин А. А. Подходы к тарифному регулированию в сфере естественных монополий: эволюция мировой практики. — 2019. — 33 с.

21. Митрова Т., Хендерсон Д., Капитонов С. Основные элементы и возможные сценарии дерегулирования цен на газ в России и реформирования газового рынка. — 2019. — DOI: https://doi.org/10.13140/RG.2.2.14144.99842.

22. Патрушев Д. Н. Проблемы ценообразования в газовом комплексе России // Вестник РЭУ им. Г. В. Плеханова. — 2019. — № 5(113). — С. 45-52. — URL: https://cyberlenmka.ru/artirie/n/proMemy-tsenoobrazovaniya-v-gazovom-komplekse-rossii-1 (дата обращения: 15.05.2025).

23. Салыгин В. И., Кавешников Н. Ю. «Газпром» на рынке Евросоюза: необходим баланс принципов конкуренции и энергетической безопасности // Вестник МГИМО-Университета. — 2014. — № 6. — С. 239-246.

24. Сафонов А. А. Стратегические проблемы и возможности развития независимых газовых компаний в России // Вестник РУДН. Серия: Экономика. — 2022. — Т. 30. — № 1. — С. 154-165. — URL: https://cyberleninka.ru/article/n/strategicheskie-problemy-i-vozmozhnosti-razvitiya-nezavisimyh-gazovyh-kompaniy-v-rossii (дата обращения: 19.05.2025).

25. Смирнов И. В. Формирование рынка природного газа в России: институциональный подход // Экономика и управление. — 2018. — № 3. — С. 8995. — URL: https://cyberleninka.ru/article/n/formirovanie-rynka-prirodnogo-gaza-v-rossii-institutsionalnyy-podhod (дата обращения: 15.05.2025).

26. Смит А. Исследование о природе и причинах богатства народов. — М.: Соцэкгиз, 1962.

27. Соколова Е. В. Свободный рынок газа в России: институты развития // Вестник Санкт-Петербургского университета. Серия: Менеджмент. — 2014. — Вып. 4. — С. 29-39.

28. Талипова А. С. Реформирование внутреннего рынка газа России как фактор конкурентоспособности добывающих компаний на международных рынках газа // Вестник Московского университета. Серия 6. Экономика. — 2018. — № 2. — С. 34-58.

29. Телегина Е. А., Сорокин В. П., Халова Г. О. и др. Постуглеводородная экономика: вопросы перехода. — М.: ИЦ РГУНГ им. И. М. Губкина, 2017. — 406 с.

30. Федеральная антимонопольная служба Российской Федерации.

Правительство приняло решение по развитию биржевой торговли газом // ФАС

164

России. — 2019. — URL: https://fas.gov.ru/news/28213 (дата обращения: 15.05.2025).

31. Филимонова И. В., Эдер Л. В., Дякун А. Я., Мамахатов Т. М. Комплексный анализ современного состояния нефтегазового комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока // Вестник ТГУ. Экология и природопользование. — 2016. — Т. 2. — № 1. — С. 43-60.

32. Филимонова И. В., Эдер Л. В. Особенности государственного регулирования эффективности работы нефтегазовой промышленности России // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. — 2014. — №2 9. — С. 15-21.

33. Хизриева Х. Ш. Развитие биржевой торговли газом в России: барьеры и перспективы // ТЭК: экономика, управление, экология. — 2021.

34. Шаститко А. Е., Голованова С. В., Курдин А. А., Новиков В. В., Павлова Н. С. Последствия слабой конкуренции: количественные оценки и выводы для политики. Экспертно-аналитический доклад РАНХиГС. — 2012. — URL: https://antitrusteconomist.ru/research/show/posledstviya-slaboy-konkurentsii-kolichestvennyie-otsenki-i-vyivodyi-dlya-politiki-ekspertno-analiticheskiy-doklad-ranhigs (дата обращения: 20.05.2025).

35. Шумпетер Й. А. Капитализм, социализм и демократия / пер. с англ.; предисл. и общ. ред. В. С. Автономова. — М.: Экономика, 1995.

36. Эдер Л. В., Филимонова И. В., Немов В. Ю., Проворная И. В. Газовая промышленность России: современное состояние и долгосрочные тенденции развития // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. — 2014. — № 4. — С. 36-46.

37. Эдер Л. В., Филимонова И. В., Немов В. Ю. и др. Нефтегазовый комплекс России - 2017. Ч. 2. Газовая промышленность - 2017: долгосрочные тенденции и современное состояние. — Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2018. — 62 с.

38. Уильямсон О. Экономические институты капитализма: фирмы, рынки,

«отношенческая» контрактация. — СПб.: Лениздат, 1996.

165

39. Энергетическая политика. Внутренний рынок газа на историческом перепутье. — 2023. — 12 декабря. — URL: https: //energypolicy. ru/vnutrennij -rynok-gaza-na-istoricheskom-perepute/gaz/2023/12/12/ (дата обращения: 19.05.2025).

40. Вестник РУДН. Серия: Экономика. Сафонов А. А. Стратегические проблемы и возможности развития независимых газовых компаний в России. — 2022. — Т. 30. — №1. — С. 154-165. — URL: https://cyberleninka.ru/article/n/strategicheskie-problemy-i-vozmozhnosti-razvitiya-nezavisimyh-gazovyh-kompaniy-v-rossii (дата обращения: 19.05.2025).

41. Apergis, N., Bowden, N., Payne, J.E., 2015. Downstream integration of natural gas prices across U.S. states: Evidence from deregulation regime shifts. Energy Econ. 49, 82-92.

42. Arano, K.G., Blair, B.F., 2008. An ex-post welfare analysis of natural gas regulation in the industrial sector. Energy Econ.

43. Asche, F., Oglend, A., Osmundsen, P., 2017. Modeling UK Natural Gas Prices when Gas Prices Periodically Decouple from the Oil Price. Energy J. 38, 19.

44. Asche, F., Osmundsen, P., Sandsmark, M., 2006. The UK Market for Natural Gas, Oil and Electricity: Are the Prices Decoupled? Energy J. 27, 204.

45. Asche, F., Osmundsen, P., Sikveland, M., Tveteras, R., 2007. Volatility and Risk Sharing in European gas markets, University of Stavanger.

46. Asche, F., Osmundsen, P., Tveteras, R., 2001. Market Integration for Natural Gas in Europe. Int. J. Glob. Energy Issues 16, 23.

47. Austvik, O.G., 2016. The Energy Union and security-of-gas supply. Energy Policy 96, 372-382.

48. Baffes, J., 1991. Some Further Evidence on the Law of One Price: The Law of One Price Still Holds. Am. J. Agric. Econ. 73, 1264-1273.

49. Ball, R., 1978. Anomalies in relationships between securities' yields and yield-surrogates. J. financ. econ. 6, 103-126.

50. Baltensperger, T., Fuchslin, R.M., Krutli, P., Lygeros, J., 2017. European Union gas market development. Energy Econ. 66, 466-479.

51. Barrett, C.B., 1996. Market Analysis Methods: Are Our Enriched Toolkits Well Suited to Enlivened Markets? Am. J. Agric. Econ. 78, 825-829.

52. Bastianin, A., Galeotti, M., Polo, M., 2019. Convergence of European natural gas prices. Energy Econ. 81, 793-811.

53. Baumol, W. J., & Willig, R. D. (1981). Fixed Costs, Sunk Costs, and Market Structure. Journal of Economic Theory.

54. Bernard, A., Durlauf, S., 1996. Interpreting tests of the convergence hypothesis. J. Econom. 71, 161-173.

55. Bilgin, M., 2009. Geopolitics of European natural gas demand: Supplies from Russia, Caspian and the Middle East. Energy Policy 37, 4482-4492.

56. Bishop, S., & Walker, M. (2010). The Economics of Regulation: Principles and Institutions. This book provides a comprehensive overview of regulatory economics, including discussions on different market structures such as vertical integration versus full separation.

57. Brakman, S., Van Marrewijk, C., 2009. Market liberalization in the European Natural Gas Market: The importance of capacity constraints and efficiency differences.

58. Bratt, C.C., 1977. Industrial action. Br. Med. J. 2, 389-390.

59. Bryan Cave LLP, 2015. EU competition law Update 2015. Bryan Cave LLP

8.

60. Burns, P., Weyman-Jones, T.G., 1998. Is the gas supply market a natural monopoly? Econometric evidence from the British Gas regions. Energy Econ. 20, 223232.

61. Cavanagh, C.L., Elliott, G., Stock, J.H., 1995. Inference in models with nearly integrated regressors. Econom. Theory 11, 1131-1147.

62. Chamberlain, G., Rothschild, M., 1983. Arbitrage, Factor Structure, and Mean-Variance Analysis on Large Asset Markets. Econometrica 51, 1281.

63. Cherny, B., 2019. Reforms and exchange trading. Oil Gas Vert. 28-30.

64. Chinn, M.D., Coibion, O., 2010. The predictive content of commodity futures. Cambridge, MA.

65. Clancy, B.J., 2007. The State of Competition in the Natural Gas Industry.

66. Connor, G., Korajczyk, R., 1986. Performance Measurement with the Arbitrage Pricing Theory. J. financ. econ. 15, 373-394.

67. Corbeau, A.-S., Yermakov, V., 2016. Will There Be a Price War Between Russian Pipeline Gas and US LNG in Europe?

68. Cramton, P., & Ockenfels, A. (2012). An Overview of the Electricity Market Design. Economics of Energy & Environmental Policy.

69. Cuddington, J.T., Wang, Z., 2006. Assessing the degree of spot market integration for U.S. natural gas: Evidence from daily price data. J. Regul. Econ. 29, 195210.

70. De Menezes, L.M., Russo, M., Urga, G., 2019. Measuring and assessing the evolution of liquidity in forward natural gas markets: The case of the UK national balancing point. Energy J. 40, 143-169.

71. De Vany, A., Walls, W.D., 1994. Network connectivity and price convergence: Gas pipeline deregulation. Res. Transp. Econ. 3, 36.

72. Egging, R.R., Pichler, A., Kalvo, 0.I., Meyer, T., Hansen, W., 2016. Risk aversion in imperfect natural gas markets. Eur. J. Oper. Res. 259, 367-383.

73. Estrin, S., de Meza, D., 1995. Unnatural monopoly. J. Public Econ.

74. Fama, E.F., 1970. Efficient Capital Markets: A Review of Theory and Empirical Work. Finance 25, 28-30.

75. Fischer, S., 2017. Lost in Regulation: The EU and Nord Stream 2. Policy Perspect. 5, 4.

76. Friedman, M., 1962. Capitalism and Freedom. Economica. The University of Chicago Press, Chicago.

77. Garaffa, R., Szklo, A., Lucena, A.F.P., Gustavo, J., 2019. Price Adjustments and Transaction Costs in the European Natural Gas Market. Energy J. 40, 171-188.

78. General Court of the European Union, 2020. General Court of the European Union Press Release No 62/20.

79. Ghoddusi, H., 2016. Integration of physical and futures prices in the US natural gas market. Energy Econ. 56, 10.

80. Ghoddusi, H., Emamzadehfard, S., 2017. Optimal hedging in the US natural gas market: The effect of maturity and cointegration. Energy Econ.

81. Glushchenko, S., 2017. A €6 Billion Unpaid Fine: The Ukrainian Antitrust Case Against Gazprom. J. Eur. Compet. Law Pract. 8, 510-516.

82. Goldberg, P.K., Verboven, F., 2001. Market Integration and Convergence to the Law of One Price: Evidence from the European Car Market, NBER Working Series Paper.

83. Gordon, D.V., Gunsch, K., Pawluk, C.V., 2003. A natural monopoly in natural gas transmission. Energy Econ.

84. Grigoryev, Y., 2007. Today or not today: Deregulating the Russian gas sector. Energy Policy 35, 3036-3045.

85. Hashem Pesaran, M., 2007. A pairwise approach to testing for output and growth convergence. J. Econom. 138, 312-355.

86. Hawdon, D., Stevens, N., 1999. Regulatory Reform of the UK Gas Market: The Case of the Storage Auction. Guildford, UK.

87. Heather, P. The evolution of European traded gas hubs. Oxford Institute for Energy Studies, 2015. 56 p.

88. Heather, P., 2012. Continental European gas hubs: Are they fit for purpose?, Oxford Institute for Energy Studies.

89. Heather, P., 2015. The evolution of European traded gas hubs.

90. Heather, P., 2019. European traded gas hubs: A decade of change, Oxford Institute for Energy Studies.

91. Heather, P., Petrovich, B., 2017. European traded gas hubs: An updated analysis on liquidity, maturity, and barriers to market integration.

92. Helm, D. (2002). Energy, the Environment, and Public Policy. This book discusses energy policy frameworks in various countries, including the UK's approach to gas market regulation.

93. Henderson, J., 2013. Evolution in the Russian Gas Market: The Competition for Customers.

94. Henderson, J., Mitrova, T., Heather, P., Orlova, E., Sergeeva, Z., 2018. The SPIMEX Gas Exchange. Oxford, United Kingdom.

95. Henderson, J., Moe, A., 2016. Gazprom's LNG offensive: A demonstration of monopoly strength or impetus for Russian gas sector reform? Post-Communist Econ. 28, 281-299.

96. Henderson, J., Sharpies, J. Gazprom in Europe: two "Anni Mirabiles", but can it continue? Oxford Institute for Energy Studies, 2018. 45 p.

97. Herbert, J.H., Kreil, E., 1996. US natural gas markets. How efficient are they? Energy Policy 24, 1-5.

98. Hirschhausen, C. von, 2008. Infrastructure, regulation, investment and security of supply: A case study of the restructured US natural gas market. Util. Policy.

99. Hulshof, D., van der Maat, J.P., Mulder, M., 2016. Market fundamentals, competition, and natural-gas prices. Energy Policy 94, 480-491.

100. IEA. Gas Market Report, Q4-2022. Paris: International Energy Agency, 2022. URL: https://www.iea.org/reports/gas-market-report-q4-2022 (дата обращения: 19.05.2025).

101. IGU. World LNG Report 2023. International Gas Union, 2023. URL: https://www.igu.org/resources/world-lng-report-2023/ (дата обращения: 19.05.2025).

102. International Energy Agency (2020a). Gas 2020. Analysis and forecast to 2025. International Energy Agency.

103. International Energy Agency (2020b). The COVID-19 crisis highlights LNG's key role in global natural gas security. IEA Market Report Series.

104. International Energy Agency. The COVID-19 crisis highlights LNG's key role in global natural gas security. Paris: International Energy Agency, 2020. URL: (дата обращения: 18.05.2025).

105. International Energy Agency. World Energy Outlook 2020.

106. International Energy Agency. World Energy Outlook 2022.

107. International Gas Union. 2020 World LNG Report.

108. J. Chem. Inf. Model. 53, 1689-1699.

109. Jamasb, T., Pollitt, M., Triebs, T., 2008. Productivity and efficiency of US gas transmission companies: A European regulatory perspective. Energy Policy.

110. Jensen, J.T., 1992. Open access - the new market approach to natural gas policy. Energy Policy 1005-1014.

111. Jeutner, V., 2019. Amendments, annexations, alternatives: Nord Stream 2's contemporary status under EU and international law. J. World Energy Law Bus. 12, 502512.

112. Joskow, P. L. (2000). Market Regulation and Deregulation in the Natural Gas Industry. In: The Future of Natural Gas: Options for a Sustainable Energy System. This work explores various regulatory approaches in the natural gas industry and their impact on market performance.

113. Julian Bowden, 2019. SE Europe gas markets: Towards integration.

114. Juris, A., 1998. Natural Gas Markets in the U.K.: Competition, industry structure, and market power of the incumbent. Public Policy Priv. Sect. 138, 8.

115. Kelly, K.A., Henderson, J.S., Pryor, T., Chen, Y.-M., Research, G., Nagler, P.A., 1983a. State regulatory options for dealing with natural gas wellhead price deregulation.

116. Kelly, K.A., Henderson, J.S., Pryor, T., Chen, Y.-M., Research, G., Nagler, P.A., 1983b. State regulatory options for dealing with natural gas wellhead price deregulation. Columbus, Ohio.

117. King, M., Cuc, M., 1996. Price convergence in North American natural gas spot markets. Energy J. 17, 17-38.

118. Kirsanov, S., Safonov, E., Ramirez, S., 2017. Natural monopoly in Russia: State regulation problems. Balt. J. Real Estate Econ. Constr. Manag. ISSN 5, 137-145.

119. Klein, B., & Leffler, K. B. (1981). The Role of Market Forces in Assuring Contractual Performance. Journal of Political Economy.

120. Konoplyanik, A.A., 2012. Russian gas at European energy market: Why adaptation is inevitable. Energy Strateg. Rev. 1, 42-56.

121. Lee, W.W., 2004. US lessons for energy industry restructuring: Based on

natural gas and California electricity incidences. Energy Policy.

171

122. Lemon, J.R., 1998. Regulatory reform of interstate natural gas pipelines. Contemp. Policy Issues 4.

123. Leslie Dienes, Istvan Dobozi, M.R., 1994. Energy and Economic Reform in the Former Soviet Union. The Macmillan Press LTD, London.

124. Locatelli C. The Viability of Liberalising the Natural Gas Industry in Russia. The Journal of Energy and Development, 2003, Vol. 28(2), pp. 261-280.

125. Lochner, S., Dieckhoener, C., Lindenberger, D., Berlin, T., 2010. Modelbased analysis of market integration and congestion in the European gas market, in: 9th Conference on Applied Infrastructure Research. p. 14.

126. Lunden, L.P., Fjaertoft, D., Overland, I., Prachakova, A., 2013. Gazprom vs. other Russian gas producers: The evolution of the Russian gas sector. Energy Policy.

127. L'Hegaret, G., Siliverstovs, B., Neumann, A., Hirschhausen, C. von, 2003. International market integration for natural gas: A cointegration analysis of prices in Europe, North America, and Japan.

128. MacAvoy, P.W., 2001. The Natural Gas Market: Sixty Years of Regulation and Deregulation. Yale University, New Haven, CT.

129. Makholm, J., 2007. Seeking competition and supply security in natural gas: The US experience and European challenge. Prepared for the 1st CESSA Conference, Berlin University of Technology, Berlin, Germany.

130. Markham, J.W., 1991. Manipulation of Commodity Futures Prices—The Unprosecutable Crime. Yale J. Regul.

131. Martinez, B., Torro, H., 2018. Hedging spark spread risk with futures. Energy Policy.

132. Massol, O., Banal-Estanol, A., 2018. Market Power and Spatial Arbitrage between Interconnected Gas Hubs. Energy J. 39, 67-96.

133. Mill, J. S. (1848). Principles of Political Economy.

134. Mishra, V., Smyth, R., 2016. Are Natural Gas Spot and Futures Prices Predictable?

135. Mitrova, T., Boersma, T., 2018. The impact of US LNG on Russian natural gas export policy.

136. Modigliani, F., & Miller, M. H. (1958). The Cost of Capital, Corporation Finance and the Theory of Investment. American Economic Review.

137. Modjtahedi, B., Movassagh, N., 2005. Natural-gas futures: Bias, predictive performance, and the theory of storage. Energy Econ. 27, 617-637.

138. Morbee, J., Proost, S., 2009. Russian Gas Imports in Europe: How Does Gazprom Reliability Change the Game? Energy J. 31, 79-110.

139. Mussey, H.R., Mill, J.S., Ashley, W.J., 1911. Principles of Political Economy with some of their Applications to Social Philosophy. J. Philos. Psychol. Sci. Methods 8, 26.

140. Neumann, A., 2009. Linking natural gas markets - Is LNG doing its job? Energy J. 30, 187-200.

141. Newbery, D. (1999). Privatization, Restructuring and Regulation of Network Utilities. The Economic Journal, 109(454), 1-20. This paper analyzes the restructuring of network utilities, including gas markets, and discusses the implications of different regulatory frameworks.

142. Nosic, A., Karasalihovic Sedlar, D., Jukic, L., Nosic, A., 2017. Oil and Gas Futures and Options Market. Rud. Zb. 32, 45-54.

143. Orlov, A., 2015. An assessment of optimal gas pricing in Russia: A CGE approach. Energy Econ.

144. Orlov, A., 2016. Effects of higher domestic gas prices in Russia on the European gas market: A game theoretical Hotelling model. Appl. Energy 164, 188-199.

145. Osicka, J., Lehotsky, L., Zapletalova, V., Cernoch, F., Dancak, B., 2018. Natural gas market integration in the Visegrad 4 region: An example to follow or to avoid? Energy Policy.

146. Panagiotidis, T., Rutledge, E., 2007. Oil and gas markets in the UK: Evidence from a cointegrating approach. Energy Econ.

147. Park, H., Mjelde, J.W., Bessler, D.A., 2008. Price interactions and discovery among natural gas spot markets in North America. Energy Policy.

148. Percebois, J., 1999. The gas deregulation process in Europe: Economic and political approach. Energy Policy.

149. Phillips Sawyer, L., 2019. US Antitrust Law and Policy in Historical Perspective, Harvard Business School.

150. Phillips, P.C.B., Sul, D., 2007. Transition Modeling and Econometric Convergence Tests. Econometrica 75, 1771-1855.

151. Pierce, R.J., 1988. Reconstituting the natural gas industry from wellhead to burnertip. Energy Law J. 1.

152. Pirrong, C., 2017. The economics of commodity market manipulation: A survey. J. Commod. Mark. 5, 1-17.

153. Pittman, R. (1998). Deregulation and Competition in the Natural Gas Industry: An Empirical Analysis. Energy Journal, 19(3), 1-22. This article examines the transition to a competitive market structure in the natural gas sector and compares it with other models, including those based on vertical integration.

154. Pittman, R. (2004). The British Gas Industry: A Case Study in the Economics of Deregulation. In: The Economics of Deregulation: Theory and Practice. This work discusses the implications of deregulation in the British gas market and provides insights into the effects of full separation on competition and pricing.

155. Porter, M. E. (1990). The Competitive Advantage of Nations. Free Press.

156. Radetzki, M., 1999a. European natural gas: Market forces will bring about competition in any case. Energy Policy.

157. Radetzki, M., 1999b. European natural gas: Market forces will bring about competition in any case. Energy Policy 27, 17-24.

158. Reichsfeld, D., Roache, S.K., 2011. Do Commodity Futures Help Forecast Spot Prices? International Monetary Fund (IMF) Working Paper № 11.

159. Reymond, M., 2007. European key issues concerning natural gas: Dependence and vulnerability. Energy Policy.

160. Richter, P.M., Holz, F., 2015. All quiet on the eastern front? Disruption scenarios of Russian natural gas supply to Europe. Energy Policy 80, 177-189.

161. Ritz, R.A., 2018. A strategic perspective on competition between pipeline gas and LNG. Energy J. 40, 195-217.

162. Ritz, R.A., 2019. A strategic perspective on competition between pipeline gas and LNG. Energy J. 40, 195-220.

163. Rodríguez-Fernández, L., Fernández Carvajal, A.B., Ruiz-Gómez, L.M., 2020. Evolution of European Union's energy security in gas supply during Russia-Ukraine gas crises (2006-2009). Energy Strateg. Rev. 30, 1-9.

164. Rosput, P.G., 1993. The limits to deregulation of entry and expansion of the US gas pipeline industry. Util. Policy.

165. Ross, S.A., 1976. The arbitrage theory of capital asset pricing. J. Econ. Theory 13, 341-360.

166. Rothschild, M., & Stiglitz, J. E. (1976). Equilibrium in Competitive Insurance Markets: An Essay on the Economics of Imperfect Information. The Quarterly Journal of Economics.

167. Roupas, C., Flamos, A., Psarras, J., 2011. Comparative Analysis of EU Member Countries Vulnerability in Oil and Gas. Energy Sources, Part B Econ. Planning, Policy 6, 348-356.

168. Sagen, E.L., Tsygankova, M., 2008. Russian natural gas exports—Will Russian gas price reforms improve the European security of supply? Energy Policy.

169. Scarcioffolo, A.R., Etienne, X.L., 2019. How connected are the U.S. regional natural gas markets in the post-deregulation era? Evidence from time-varying connectedness analysis. J. Commod. Mark. 15, 100076.

170. Serletis, A., Herbert, J., 1999. The message in North American energy prices. Energy Econ. 21, 471-483.

171. Shadrina, E., 2014. Russia's natural gas policy toward Northeast Asia: Rationales, objectives and institutions. Energy Policy 74.

172. Solanko L., Ollus S.-E. Gas and Oil Revenues in Russia - Industry versus the State. Bank of Finland, BOFIT Discussion Papers, No. 8/2008. 30 p.

173. Stern J. Natural Gas in Europe: Markets, Security and Politics. Oxford: Oxford University Press, 2005. 288 p.

174. Stern J., Yafimava K. The EU Third Package for Gas and the Gas Target Model: Major Contentious Issues Inside and Outside the EU. Oxford Institute for Energy Studies, 2017. 58 p.

175. Stern, J. Narratives for Natural Gas in Decarbonising European Energy Markets. Oxford Institute for Energy Studies, 2019. 36 p.

176. Stern, J. «The Pricing of Internationally Traded Gas». Oxford University Press, 2012.

177. Stern, J., Yafimava, K., 2017. The EU Competition Investigation into Gazprom's Sales in Central and Eastern Europe.

178. Sziklai, B.R., Koczy, L., Csercsik, D., 2020. The impact of Nord Stream 2 on the European gas market bargaining positions. Energy Policy 144, 111692.

179. Talipova, A., 2018. Recently Announced Reforms in the Russian Domestic Gas Market: Impact on the Market Players' Value in New Realities of International Gas Trading, in: Paper Accepted for SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers, Moscow, Russia.

180. Talipova, A., Parsegov, S., 2018. Evolution of Natural Gas Business Model with Deregulation, Financial Instruments, Technology Solutions, and Rising LNG Export. Comparative Study of Projects Inside the US and Abroad. SPE Annu. Tech. Conf. Exhib.

181. Talipova, Amina, Parsegov, S., Tukpetov, P., 2019. Russian Gas Exchange: A New Indicator of Market Efficiency and Competition or the Instrument of Monopolist? Energy Policy.

182. Talipova, Aminam, Parsegov, S.G., Tukpetov, P., 2019. Russian gas exchange: A new indicator of market efficiency and competition or the instrument of monopolist? Energy Policy 135.

183. Tarr D. Reform of the Gas Sector in the Russian Federation. World Bank, Policy Research Working Paper No. 1892, 1998.

184. The 51 st United States Congress, 1890. The Sherman Antitrust Act (1890).

185. Tirole, J. (1988). The Theory of Industrial Organization. MIT Press.

186. Tsygankova, M., 2012. An evaluation of alternative scenarios for the Gazprom monopoly of Russian gas exports. Energy Econ. 34, 153-161.

187. Vany, A. De, Walls, W.D., 1994. Network connectivity and price convergence: Gas pipeline deregulation. Res. Transp. Econ. 3, 36.

188. Villar, J.A., Joutz, F.L., Helkie, W., Cleveland, C., Gruenspecht, H., 1989. The Relationship Between Crude Oil and Natural Gas Prices 1-43.

189. Von Hirschhausen, C., Engerer, H., 1998. Post-Soviet gas sector restructuring in the CIS: A political economy approach. Energy Policy.

190. Waheed, A., Malik, K., 2009. International Comparisons of the Experience of Deregulation and Restructuring of Natural Gas Transmission Industries. Energy Sources, Part B Econ. Planning, Policy 5, 1-18.

191. Walls, W.D., 1995. An Econometric Analysis of the Market for Natural Gas Futures. Energy J. 16, 71-83.

192. Webber, C., 2009. The Evolution of the Gas Industry in the UK. A case study prepared for the International Gas Union's Gas Market Integration Task Force.

193. WEO. World Energy Outlook 2016. Paris: International Energy Agency, 2016. 678 с. IEA. Gas 2020: Analysis and forecast to 2025. Paris: International Energy Agency, 2020. 180 с.

194. WEO. World Energy Outlook 2022. Paris: International Energy Agency, 2022. 524 с.

195. Указ Президента РФ от 17 февраля 1993 г. № 140 «Об особенностях реорганизации государственных предприятий, производственных и научно -производственных объединений в акционерные общества» // Собрание актов Президента и Правительства РФ. 1993. № 8. Ст. 610.

196. Постановление Правительства РФ от 5 ноября 1992 г. № 850 «О мерах по реорганизации газовой промышленности Российской Федерации» // Собрание актов Президента и Правительства РФ. 1992. № 21. Ст. 1824.

197. Федеральный закон от 17 августа 1995 г. № 147-ФЗ «О естественных

монополиях». URL: https://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_7486/

177

198. Постановление Правительства РФ от 29 декабря 2000 г. № 1021 «О государственном регулировании цен на газ, тарифов на услуги по его транспортировке, платы за технологическое присоединение газоиспользующего оборудования к газораспределительным сетям на территории Российской Федерации и платы за технологическое присоединение к магистральным газопроводам» // Собрание законодательства РФ. 2001. № 2. Ст. 189. URL: https://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_29748/

199. Федеральный закон от 18 июля 2006 г. № 117-ФЗ «Об экспорте газа». URL: https://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_60676/

200. Постановление Правительства РФ от 16 апреля 2012 г. №2 323 (в ред. от 17.08.2019) «О реализации природного газа на организованных торгах и внесении изменений в акты Правительства Российской Федерации по вопросам государственного регулирования цен на газ и доступа к газотранспортной системе публичного акционерного общества „Газпром"».

201. Постановление Правительства РФ от 1 октября 2012 г. № 997 «О внесении изменения в Программу строительства олимпийских объектов и развития города Сочи как горноклиматического курорта» // Собрание законодательства РФ. 2012. № 41. Ст. 5629.

202. Федеральный закон от 30 ноября 2013 г. № 318-Ф3 «О внесении изменений в статьи 13 и 24 Федерального закона „Об основах государственного регулирования внешнеэкономической деятельности" и статьи 1 и 3 Федерального закона „Об экспорте газа"».

203. Постановление Правительства РФ от 3 марта 2014 г. №2 154 «О продаже газа на организованных торгах». URL: https://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_160367/

204. Постановление Правительства РФ от 19 июня 2014 г. № 566 (в ред. от 17.08.2019) «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам реализации газа в Российской Федерации».

205. Постановление Правительства РФ от 30 ноября 2018 г. № 1442 «О

вопросах ценообразования на рынке сжиженного природного газа».

178

206. Приказ Федеральной антимонопольной службы от 1 июля 2022 г. № 493/22 «Об утверждении оптовых цен на газ, используемых в качестве предельных минимальных и предельных максимальных уровней оптовых цен на газ, добываемый ПАО „Газпром" и его аффилированными лицами, реализуемый потребителям Российской Федерации».

207. Постановление Правительства РФ от 30 ноября 2022 г. № 2187 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации» // Собрание законодательства РФ. 2022. № 49. Ст. 8083.

208. Распоряжение Правительства РФ от 16 марта 2021 г. № 640-р «О Долгосрочной программе развития производства сжиженного природного газа в Российской Федерации».

209. СПбМТСБ. Раздел «Газ». URL: https://spimex.com/markets/gas/

210. Федеральный закон «О газоснабжении в Российской Федерации».

Приложения

Приложение 1. Регулируемые оптовые цены на газ в России для промышленных

потребителей и домохозяйств в 2014-2019 гг.24

С 1 Июля С 1 Июля С 1 Июля С 1 Июля С 1 Июля С 1 Июля

2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г.

Оптовая цена 3782 4056 4056 4214 4358 4419

газа для

промышленных потребителей, руб./м куб газа

Оптовая цена 3155 3383 3448 3583 3704 3756

для

домохозяйств, руб./м куб газа

Индексация, % 7.0% 2.0% 2.0% 3.9% 3.4% 1.4%

Источник: Министерство экономического развития Российской Федерации

24 Средняя цена рассчитывается для 62 из 85 регионов России и охватывает более 90% населения.

180

00

ЕГ Й 43

(Я

43

О О

о

О

СЮ

РЭ

(Я

о

(Я

с

к

о н о л

Я

я я к

о

я

н

о

СП

о

43

РЭ

в

сг> Я

я

¡а

ю

я о ¡а

43 ¡а

ю о ю ю

Секция Биржи «Газ природный» АО «СПбМТСБ» Единица измерения: 1000 куб. метров

Я •а я

и

о

%

п

я

Я

п

к»

я

•а я 2 п

•а я

п

•а

И

я л я о 5с

Ы о Я

V!

г

п Я н

15

С

Я

»

•а

о п п

я

5с п Я о 5с

П »

и> О 03 О 5С

ол •а

ы о

л

я

5

и ег

стационарность для временных рядов.

Nord Stream С zech Latvia Gaspool TTF NCG LNG Spain Spot Henry Hub Brent spot

ADF Stats **** -3.711 -5.309 -6.239 -5.289 -5.763 -5.706 -10.282 -11.987 -8.411

Critical Values:

1%: -3.478 -3.476 -3.475 -3.476 -3.474 -3.475

5%: -2.883 -2.882 -2.881

10%: -2.578 -2.577

KPSS Stats ** 0.092 0.188 0.279 0.468 0.049 0.076 0.063 0.055 0.080

Critical Values:

10%: 0.347

5%: 0.463

2.5% 0.574

1%: 0.739

Источник: автор

Приложение 4. Результаты теста Энгл-Грейнджера для тестируемых обратных пар данных.

Price pairs for convergen ce testing Engle-Granger test results Price pairs for convergenc e testing Engle-Granger test results for inverted pairs

t- statistic of unit-root test on residuals p-value25 1% 5% 10% t-statistic of unit-root test on residuals p-value 1% 5% 10%

NS -Brent -3.813 0.045 -4.431 -3.844 -3.543 Brent - NS -8.536 0.000 -3. 970 -3.376 -3. 072

NS - NCG -5.237 0.000 -3.970 -3.376 -3. 072 NCG - NS -11.853

NS - GPL -2.583 0.243 GPL - NS -4.844 0.000

CZH-NCG -5.193 0.000 NCG - CZH -8.182

CZH-GPL -5.242 GPL - CZH -4.563 0.001

LAT-NCG -10 .847 NCG - LAT -8. 675 0.000

LAT-GPL -7.213 GPL - LAT -7.181

HH- NCG -12.532 NCG - HH -5.724

HH - GPL -12.044 GPL - HH -5.724

HH - TTF -12.555 TTF - HH -5.685

HH - NS -12.152 NS - HH -3.793 0.013

LNG - NS -11.764 NS - LNG -5.639 0.000

25 Approximate, asymptotic p-value based on MacKinnon (1994)

LNG - НН -10 . 644

LNG - TTF -13.682

Brent -NCG -8 .773

Brent -GPL -8 . 428

Brent -TTF -8 .722

Источник: автор

HH - LNG -12 . 409

TTF - LNG -12 .213

NCG -Brent -8.972

GPL -Brent -4.376

TTF -Brent -9.203

Северного потока с газовыми хабами и нефтью Brent.

Источник: автор

oo

CTl

s

o H

o

¿5 EC

EC «

fa

CO H O T3

Brent - Latvia KPS5 test for convergence test window

I I I

TTF - Latvia KPSS test for convergence test window

NCG - Latvia KPSS test for convergence test window

=: 5. a z. s. a

§- B"

G

* " 2 ~ S

I I

II

II

i B;

111

It! pf

si — g ~ 1

I I

Gaspool - Latvia KPS5 test for convergence test window

I 1 I

I I

Brent - Latvia ADF test for convergence test window -o >

I i i i i i o TTF - Latvia ADF test for convergence test window r~ NCG - Latvia ADF test for convergence test window

Gaspool - Latvia ADF test for convergence test window o

Mil

» 4 I I I I

J

U »

H 03 5 5 n n as

u> ©

05

er

H as ©\ as

X

X

n "©■

H

cr 5

W

"t re S

a