БАКУ /Trend/ - 10 августа председатель Халк Маслахаты Туркменистана Гурбангулы Бердымухамедов совершил рабочий визит в Афганистан, где провел переговоры с заместителем председателя правительства страны по экономическим вопросам Абдулом Гани Барадаром. Одним из центральных вопросов обсуждения стал ход реализации газопровода Туркменистан-Афганистан-Пакистан-Индия (ТАПИ), включая его ключевой афганский участок Серхетабад–Герат.
В ходе визита стороны обсудили дальнейшее продвижение проекта, транспортную и энергетическую инфраструктуру, а также необходимость усиления координации между профильными ведомствами. На месте были представлены результаты работ по строительству участка Серхетабад-Герат. Кроме того, государственный концерн «Туркменгаз» и компания Afghan Gas подписали меморандум о взаимопонимании по поставкам туркменского газа в провинцию Герат.
Сам визит был примечателен тем, что внимание было сосредоточено непосредственно на участке ТАПИ, который должен обеспечить дальнейшее прохождение туркменского газа через Афганистан. Еще в июле Туркменистан сообщал о прокладке 102 километров трубопровода на афганской территории, а по последним данным стороны подтвердили дальнейшее продвижение работ.
Значение ТАПИ в нынешней ситуации определяется прежде всего потребностью стран Южной Азии в дополнительных и более диверсифицированных источниках природного газа. Проект предусматривает поставку до 33 миллиардов кубометров газа в год из Туркменистана в Афганистан, Пакистан и Индию. При этом ресурсной базой маршрута остается месторождение Галкыныш.
Для Индии значение проекта особенно связано с долгосрочным ростом спроса на газ и необходимостью расширять импортную базу. В своей январской аналитической статье «Туркменский газ для Азии: роль ТАПИ» Trend уже рассматривал эти процессы и отмечал, что увеличение потребления газа в Индии наряду с растущей геополитической неопределенностью вокруг морских поставок энергоресурсов способно повысить заинтересованность страны в реализации ТАПИ. Поэтому нынешнюю ситуацию стоит рассматривать как продолжение ранее обозначенной тенденции, получившей дополнительный импульс в условиях роста уязвимости на мировом энергетическом рынке. Исходя из этого сухопутный маршрут из Центральной Азии в Южную приобретает дополнительную ценность для стран-потребителей, поскольку его функционирование не зависит от прохождения танкерных грузов через Ормузский пролив.
На этом этапе для ТАПИ возникает уже другой вопрос - коммерческий. 10 августа, в рамках визита Гурбангулы Бердымухамедова в Афганистан, государственная компания Afghan Gas и «Туркменгаз» подписали меморандум о закупке газа, однако стороны пока должны определить его цену, объемы спроса и механизм распределения поставок. Тогда же заместитель председателя правительства Афганистана по экономическим вопросам Абдул Гани Барадар призвал заключить долгосрочное соглашение о цене газа и скорректировать формулу таким образом, чтобы резкие колебания европейских газовых рынков меньше влияли на стоимость поставок. Он также предложил предусмотреть гибкий механизм пересмотра контракта.
Чтобы понять логику этого требования, важно разобраться, как сегодня формируется цена газа в Европе. Основным ориентиром выступает нидерландский Title Transfer Facility (TTF) - крупнейшая европейская газовая торговая площадка и главный ценовой бенчмарк для континента. Цена на ней определяется балансом спроса и предложения на оптовом рынке, а торговля включает поставки на следующий день, месячные, квартальные и более дальние контракты. При этом европейский рынок после 2022 года стал значительно сильнее зависеть от глобального рынка сжиженного природного газа (СПГ): доля СПГ в импорте ЕС выросла с 20% в 2021 году до 45% в 2025 году. В результате на TTF все заметнее отражаются конкуренция Европы и Азии за СПГ, доступность танкерных поставок, состояние глобальной инфраструктуры и геополитические риски.
Именно эта особенность европейского рынка создает потенциальную проблему для Афганистана. Цена, ориентированная на быстро меняющийся внешний рынок, может реагировать на события, которые непосредственно не меняют газовый баланс Южной Азии. В 2026 году это особенно заметно проявилось на фоне кризиса вокруг Ирана и Ормузского пролива: сокращение доступных СПГ-поставок и усиление конкуренции между европейскими и азиатскими покупателями вызвали новый виток волатильности европейских цен. В отчете Европейского агентства по сотрудничеству регуляторов энергетики (ACER) под названием «Key developments in European gas wholesale markets (winter 2025-2026)» отмечается, что в 2026 году это особенно проявилось на фоне кризиса на Ближнем Востоке и нарушений поставок через Ормузский пролив. По данным Агентства ЕС по сотрудничеству энергетических регуляторов (ACER), в начале кризиса цены на TTF поднялись выше 50 евро за МВт·ч, а после повреждения энергетической инфраструктуры превысили 60 евро за МВт·ч. Одновременно азиатские газовые премии достигли рекордных уровней, усилив конкуренцию за гибкие СПГ-поставки.
Для Афганистана такая волатильность особенно чувствительна. Страна одновременно выступает потребителем газа по ТАПИ и транзитным звеном маршрута, поэтому стоимость топлива будет влиять и на внутреннее энергоснабжение, и на экономику самого транзита. В этих условиях требование Барадара выглядит как стремление снизить передачу внешних ценовых шоков в долгосрочный контракт. Исторически ТАПИ уже предполагал формульный подход к цене, основанный преимущественно на нефтяной индексации; открытых документов, подтверждающих прямую привязку нынешней формулы именно к TTF, нет.
Таким образом, речь, вероятно, идет о попытке найти для ТАПИ более предсказуемую конструкцию цены. Это может означать более длительный период расчета, сглаживание краткосрочных скачков или гибридную формулу с заранее определенными условиями пересмотра. Какой именно механизм предложит Афганистан и на какие условия согласится Туркменистан, пока неизвестно: меморандум от 10 августа оставляет эти параметры открытыми.
Европейская модель при этом показала свою эффективность именно как механизм формирования единого оптового рынка. Высокая ликвидность TTF, большое количество участников и возможность быстро перераспределять газ между регионами позволяют цене достаточно оперативно реагировать на изменение баланса спроса и предложения. Благодаря этому европейский рынок получает единый ориентир стоимости газа и возможность быстро адаптироваться к изменениям поставок. Однако те же свойства могут давать иной результат в проекте, построенном вокруг долгосрочного трубопроводного контракта и ограниченного числа участников. В таком случае чрезмерная чувствительность цены к внешним краткосрочным колебаниям способна создавать дополнительную неопределенность для покупателя, особенно когда его собственный рынок значительно менее ликвиден и располагает меньшими возможностями управления ценовым риском.
Поэтому будущая формула ТАПИ потенциально может развиваться в сторону механизма, который учитывает долгосрочные параметры поставок и допускает заранее определенное изменение цены при существенном изменении рыночных условий. Это может быть достигнуто за счет периода усреднения, нескольких ценовых индикаторов, ограничений на амплитуду изменений или других элементов, уже известных международной газовой торговле. Пока неизвестно, какой именно подход выберут стороны, поэтому говорить о формировании новой региональной системы ценообразования преждевременно. Однако сама дискуссия вокруг ТАПИ показывает, что при создании долгосрочного рынка газа между Центральной и Южной Азией стороны могут столкнуться с необходимостью адаптировать существующие международные механизмы к специфике собственного регионального спроса.
Похожие изменения уже происходят на других рынках. В 2024 году индийские компании Petronet LNG и GAIL India, крупнейшие государственные игроки страны в сфере импорта и торговли газом, заключали долгосрочные контракты с более низкой привязкой цены к нефти - около 12-12,5% против примерно 13-14,5% в соглашениях 2022-2023 годов. Покупатели тем самым добивались снижения влияния нефтяных колебаний на конечную стоимость газа.
Одновременно в Азии развивается собственный ценовой ориентир для сжиженного природного газа - Japan Korea Marker (JKM), который используется для оценки поставок в страны Северо-Восточной Азии. При этом JKM и европейский TTF остаются взаимосвязанными: по данным Международного энергетического агентства, их корреляция в 2025 году достигла 0,955, а изменение разницы между ценами влияет на направление поставок СПГ между Европой и Азией.
Меняется и структура самих контрактов. По данным международной консалтинговой компании McKinsey, около 70% опрошенных покупателей СПГ планируют в ближайшие два-три года одновременно использовать долгосрочные и краткосрочные контракты, стремясь сочетать ценовую предсказуемость с большей гибкостью.
На этом фоне возможная корректировка формулы ТАПИ вписывается в более широкий процесс адаптации газовых контрактов к новым условиям рынка. Покупатели сохраняют связь с международными ценовыми ориентирами, но стремятся сильнее учитывать региональные особенности и ограничивать влияние резких внешних колебаний.
Вопрос с ценой газа показывает, что по мере продвижения ТАПИ центр тяжести проекта постепенно смещается к его коммерческой модели. Для Туркменистана это вопрос монетизации нового экспортного маршрута, тогда как для Афганистана - долгосрочной доступности газа и предсказуемости затрат. Поэтому желание Кабула скорректировать формулу с учетом внешней ценовой волатильности можно рассматривать как попытку найти параметры, которые будут соответствовать экономическим условиям самого региона.
При этом потенциальная адаптация формулы ТАПИ вписывается в более широкий процесс, который уже наблюдается на мировом рынке газа. Покупатели в разных регионах пересматривают структуру долгосрочных контрактов, используют сочетание нескольких ценовых ориентиров и добиваются большей гибкости. Азия параллельно развивает собственные индикаторы, такие как JKM, а компании корректируют нефтяную индексацию и соотношение долгосрочных и краткосрочных закупок. На этом фоне возможная корректировка формулы ТАПИ вписывается в более широкий процесс адаптации газовых контрактов к новым условиям рынка и к меняющимся ценовым рискам. Покупатели сохраняют связь с международными ценовыми ориентирами, но стремятся сильнее учитывать региональные особенности и ограничивать влияние резких внешних колебаний. Если стороны выработают механизм, учитывающий особенности рынков Центральной и Южной Азии и снижающий влияние внешних ценовых шоков, этот опыт может иметь значение и для других региональных газовых проектов.
