Тарик Саиди
В первой части этого отчета мы установили, что ТАПИ – это не просто идея, это идеология. В рамках этой новой парадигмы мы решили начать с двух основных вопросов:
1. Какой из трех основных вариантов поставок газа в Пакистан – газопровод ТАПИ (Туркменистан-Афганистан-Пакистан-Индия), газопровод ИПИ (Иран-Пакистан-Индия) и катарский СПГ – является наилучшим для Пакистана?
2. Какова ситуация со спросом на природный газ в Пакистане?
Для большей ясности необходимо ответить на оба этих вопроса вместе. В этой части серии мы также рассмотрим дополнительный вопрос: могут ли потребители в Пакистане платить за энергоносители по цене ТАПИ без увеличения своих текущих тарифов?
В настоящее время катарский СПГ является основным источником импортируемого природного газа в Пакистане. На первый взгляд может показаться, что катарский СПГ покрывает дефицит спроса и предложения в Пакистане.
Однако на самом деле в Пакистане наблюдается кризисная нехватка газа. Существует несоответствие между представленными цифрами и ситуацией на местах.
Согласно действующему в настоящее время зимнему графику, природный газ в провинциях Пенджаб и Хайбер-Пахтунхва и столице Исламабаде недоступен для потребителей в течение 15 часов в сутки.
В Кветте и провинции Белуджистан перебои с подачей газа превышают 13 часов в день. В Карачи, мегаполисе, где проживает почти 10% населения Пакистана, нет газа с 9 вечера до 6 утра.
Катарский СПГ и трубопроводные решения
В настоящее время Пакистан импортирует сжиженный природный газ (СПГ) из Катара по двум долгосрочным контрактам, заключенным Пакистанской государственной нефтяной компанией (PSO) с QatarEnergy.
Объем закупок СПГ в Катаре
• В годовом исчислении: Общий контрактный объем составляет 6,75 млн метрических тонн в год (млн тонн в год в годовом исчислении), включая 3,75 млн тонн в год по первому контракту и 3 млн тонн в год по второму. Это составляет приблизительно 9,3 миллиарда кубометров природного газа в год (при стандартном коэффициенте пересчета около 1,38 миллиарда кубометров на миллион тонн СПГ).
• Ежемесячно: это составляет примерно 0,56 миллиона метрических тонн в месяц, или около 9 грузов стандартного размера (при условии, что средний груз составляет ~ 0,065 миллиона тонн).
• Общий объем по всем контрактам: Совокупный годовой объем по обоим действующим соглашениям составляет 6,75 млн тонн в год, как указано выше. Пакистан ежегодно импортирует примерно 85-100 партий СПГ по этим катарским контрактам из своего общего объема около 120 партий СПГ в год, а остальная часть поступает из других источников. Однако из-за текущего профицита поставок, обусловленного увеличением производства возобновляемых источников энергии и снижением спроса, Пакистан нацелен отложить поставку 177 катарских партий СПГ в период с 2025 по 2031 год, что, по прогнозам, приведет к контрактной нагрузке в размере 5,64 миллиарда долларов. Пакистан также отменил поставку 21 партии сжиженного природного газа Eni на 2026-2027 годы и не импортирует спотовый СПГ.
Срок действия контракта
• Первый контракт: на 15 лет, с февраля 2016 года по январь 2031 года, с возможностью пересмотра цены или расторжения через 10 лет (начало в 2026 году). Пакистан активно планирует пересмотреть условия, когда будет возможность.
• Второй контракт рассчитан на 10 лет, с января 2022 года по декабрь 2032 года. Пакистан активно добивается пересмотра условий, включая цену и отсрочки, из-за экономического давления и переизбытка предложения.
Доля спроса Пакистана на природный газ, удовлетворяемая за счет катарского СПГ
Общее годовое потребление природного газа в Пакистане составляет примерно 36-38 млрд куб. м (или ~1,27-1,34 трлн кубических футов), хотя в последние годы потребление сокращается. Внутреннее производство составляет около 28 млрд куб. м в год, в результате чего дефицит заполняется в основном за счет импорта. Объем катарского СПГ в эквиваленте 9,3 млрд куб. м составляет примерно 24-26% от общего спроса Пакистана на природный газ (или большую часть импортируемой части, поскольку Катар обеспечивает основную часть импорта СПГ).
Ожидается, что в 2024-25 финансовом годах общий спрос на газ останется на уровне около 3500 млн куб. футов в сутки (примерно 36 млрд куб. м в год), а потребление СПГ составит 914 млн куб. футов в сутки, что является самым низким показателем за последние пять лет. Снижение объясняется увеличением мощностей по производству возобновляемых источников энергии и экономическими факторами, сдерживающими промышленный спрос.
Сравнение цен: Катарский СПГ и предложения по поставкам трубопроводного газа из Ирана (IPI) и Туркменистана (ТАПИ).
Цены на катарский СПГ: Цены на катарский СПГ привязаны к цене на нефть марки Brent с помощью процентного отклонения, что делает их переменными. Средневзвешенный показатель по контрактам составляет около 11,96% (13,37% для контракта на 3,75 млн тонн в год и 10,2% для контракта на 3 млн тонн в год). По состоянию на начало ноября 2025 года, при цене Brent примерно в 63,66 доллара за баррель, это составляет примерно 7,61 доллара за миллион британских термических единиц (MMBtu) (расчет: $63.66 × 0.1196 = $7.61). Примечание: Фактические цены доставки могут включать дополнительные расходы, такие как доставка и регазификация.
• Предложение по трубопроводу Иран-Пакистан-Индия (IPI): Исторические цены, начиная с 2007 года, составляли 4,93 доллара за миллион баррелей нефти при цене 60 долларов за баррель сырой нефти, что предполагает примерно 8,2%-ный уклон. В более поздних обсуждениях упоминались более высокие фиксированные цены (около 11 долларов США за баррель), хотя они не подтверждены текущими источниками и могут отражать более ранние переговоры в условиях более высоких цен на нефть. Строительство трубопровода по-прежнему приостановлено, предполагаемый объем поставок для Пакистана составляет ~7,8 млрд куб. м в год (или первоначальная мощность 750-2100 млн куб. футов в сутки). Пакистан строит 80-километровый участок на фоне продолжающихся переговоров.
• Предложение по трубопроводу Туркменистан-Афганистан-Пакистан-Индия (ТАПИ): Предлагаемая цена для Пакистана составляет $7,50 за млн БТЕ. Это примерно сопоставимо с текущими объемами СПГ в Катаре, но в некоторых сценариях может быть на 5-10% выше, чем спотовый СПГ (согласно более ранним оценкам). Трубопровод находится в стадии строительства (завершено строительство туркменского участка, продолжается строительство в Афганистане), при этом доля Пакистана в проекте составит 14 млрд куб. м в год (42% от общей мощности в 33 млрд куб. м в год). Без участия Индии Пакистан столкнулся бы с ежегодной платой за транзит в Афганистан в размере 500 миллионов долларов, и проект был бы экономически выгодным только в том случае, если бы Индия участвовала и платила 700-800 миллионов долларов в год за транзит в Пакистан, что создавало бы потенциальные проблемы с устойчивостью.
Цена на катарский СПГ в настоящее время составляет приблизительно 7,61 доллара за баррель (по ценам Brent на ноябрь 2025 года), что делает его конкурентоспособным по сравнению с ценой, предложенной в рамках ТАПИ – 7,50 долларами за баррель – и потенциально цены на катарский СПН более привлекательным, чем предыдущие формулы ценообразования IPI.
Однако, поскольку катарский СПГ связан с нефтью, его стоимость колеблется в зависимости от цен на нефть марки Brent. Такие варианты трубопроводов, как IPI и ТАПИ, могут обеспечить большую стабильность цен, но столкнутся со значительными геополитическими трудностями, а также трудностями при строительстве и финансировании. Ближайшей задачей Пакистана является решение проблемы переизбытка предложения СПГ при подготовке к пересмотру контракта с Катаром в 2026 году.
Между тем, нам следует обратить внимание на прогнозы по Brent, потому что, если цена за баррель достигнет 65 долларов или превысит ее, цена на газ по ТАПИ, несомненно, станет лучшим вариантом для Пакистана. На данный момент катарский СПГ может стоить дешевле, но ситуация изменится примерно через год.
Прогнозы цен на нефть марки Brent и сравнение цен на катарский СПГ и ТАПИ
Период анализа: январь 2026 – декабрь 2027 гг.
Раздел 1: Квартальные прогнозы цен на нефть марки Brent
Краткосрочный энергетический прогноз EIA (сентябрь 2025 г.)
| Квартал | Цена Brent ($$ /баррель) | Стоимость катарского СПГ ( $$/MMBtu)* | Фиксированная цена ТАПИ ($/MMBtu) | Разница в цене | Преимущество |
| 2026 | |||||
| 2026 Q1 | $49,97 | $5,98 | $7,50 | –$1,52 | Катарский СПГ дешевле |
| 2026 Q2 | $49,67 | $5,94 | $7,50 | –$1,56 | Катарский СПГ дешевле |
| 2026 Q3 | $52,00 | $6,22 | $7,50 | –$1,28 | Катарский СПГ дешевле |
| 2026 Q4 | $54,00 | $6,46 | $7,50 | –$1,04 | Катарский СПГ дешевле |
| Среднее за 2026 | $51,43 | $6,15 | $7,50 | –$1,35 | Катарский СПГ дешевле |
Долгосрочные ежемесячные прогнозы (2026-2027)
| период | Квартал | Месяц | Цена Brent ($$ /баррель) | Стоимость катарского СПГ ( $$/MMBtu)* | Фиксированная цена ТАПИ ($/MMBtu) | Разница в цене | Преимущество |
| 2026 | |||||||
| Квартал 1 2026 | Январь | $66,54 | $7,96 | $7,50 | +$0,46 | ТАПИ дешевле | |
| Февраль | $64,26 | $7,69 | $7,50 | +$0,19 | ТАПИ дешевле | ||
| Март | $62,03 | $7,42 | $7,50 | –$0,08 | Катарский СПГ дешевле | ||
| Квартал 2 2026 | Апрель | $65,88 | $7,88 | $7,50 | +$0,38 | ТАПИ дешевле | |
| Май | $69,35 | $8,29 | $7,50 | +$0,79 | ТАПИ дешевле | ||
| Июнь | $72,85 | $8,71 | $7,50 | +$1,21 | ТАПИ дешевле | ||
| Квартал 3 2026 | Июль | $68,33 | $8,17 | $7,50 | +$0,67 | ТАПИ дешевле | |
| Август | $67,57 | $8,08 | $7,50 | +$0,58 | ТАПИ дешевле | ||
| Сентябрь | $66,74 | $7,98 | $7,50 | +$0,48 | ТАПИ дешевле | ||
| Квартал 4 2026 | Октябрь | $68,31 | $8,17 | $7,50 | +$0,67 | ТАПИ дешевле | |
| Ноябрь | $68,64 | $8,21 | $7,50 | +$0,71 | ТАПИ дешевле | ||
| Декабрь | $68,97 | $8,25 | $7,50 | +$0,75 | ТАПИ дешевле | ||
| 2027 | |||||||
| Квартал 1 2027 | Январь | $70,98 | $8,49 | $7,50 | +$0,99 | ТАПИ дешевле | |
| Февраль | $66,97 | $8,01 | $7,50 | +$0,51 | ТАПИ дешевле | ||
| Март | $62,97 | $7,53 | $7,50 | +$0,03 | ТАПИ дешевле | ||
| Квартал 2 2027 | Апрель | $62,00 | $7,42 | $7,50 | –$0,08 | Катарский СПГ дешевле | |
| Май | $60,48 | $7,23 | $7,50 | –$0,27 | Катарский СПГ дешевле | ||
| Июнь | $58,97 | $7,05 | $7,50 | –$0,45 | Катарский СПГ дешевле | ||
| Квартал 3 2027 | Июль | $59,59 | $7,13 | $7,50 | –$0,37 | Катарский СПГ дешевле |
Раздел 2: Годовой прогноз от крупных институтов
| Источник / Институт | Год | Прогноз Brent ($$ /баррель) | Стоимость катарского СПГ ( $$/MMBtu)* | Фиксированная цена ТАПИ ($/MMBtu) | Разница в цене | Преимущество |
| EIA | 2026 | $51,43 | $6,15 | $7,50 | –$1,35 | Катарский СПГ дешевле |
| J.P. Morgan | 2026 | $58,00 | $6,94 | $7,50 | –$0,56 | Катарский СПГ дешевле |
| Standard Chartered | 2026 | $63,50 | $7,59 | $7,50 | +$0,09 | ТАПИ дешевле |
| BMI | 2026 | $71,00 | $8,49 | $7,50 | +$0,99 | ТАПИ дешевле |
| BMI | 2027 | $70,00 | $8,37 | $7,50 | +$0,87 | ТАПИ дешевле |
| Standard Chartered | 2027 | $67,00 | $8,01 | $7,50 | +$0,51 | ТАПИ дешевле |
Основные выводы для обоснования ТАПИ:
• Краткосрочная перспектива (2026 г.): Согласно консервативному прогнозу EIA, катарский СПГ будет дешевле в течение 2026 г., при этом цены будут варьироваться от 5,94 до 6,46 долл./млн БТЕ по сравнению с фиксированными 7,50 долл./млн БТЕ по ТАПИ.
• Среднесрочная перспектива (конец 2026-2027 гг.): согласно долгосрочному прогнозу, цена на нефть марки Brent со второго квартала 2026 г. поднимется выше 62-63 долл. за баррель, что сделает ТАПИ все более конкурентоспособным. С апреля 2026 года по март 2027 года ТАПИ будет дешевле в 9 из 12 месяцев.
• Риск волатильности цен: Цены на катарский СПГ, привязанные к нефти, подвергают Пакистан риску волатильности цен на нефть марки Brent. Диапазон прогнозов показывает возможные колебания от $49,67 за баррель (оценка EIA за 2 квартал 2026 года) до $72,85 за баррель (долгосрочный прогноз на июнь 2026 года), что создает значительную неопределенность.
• Точка безубыточности: ТАПИ становится дешевле катарского СПГ, когда цена Brent превысит примерно 62,70 долл. за баррель (с учетом отклонения в 11,96%). Большинство организаций прогнозируют, что цена Brent превысит этот уровень в 2027 году.
• Долгосрочная безопасность: фиксированная цена ТАПИ обеспечивает определенность и защиту от резких скачков цен на нефть. Если цена Brent вернется к $70-80 за баррель (среднему историческому значению), катарский СПГ будет стоить $8,37-9,57 за баррель, что сделает ТАПИ дешевле на $0,87-2,07 за баррель.
• Стратегическое хеджирование: диверсификация между источниками, связанными с добычей нефти (Катар), и источниками с фиксированными ценами (ТАПИ) снижает подверженность Пакистана волатильности нефтяного рынка и обеспечивает энергетическую безопасность.
Резюме для анализа энергетической безопасности:
Ценовая конкурентоспособность: В то время как катарский СПГ может временно подешеветь в 2026 году, если цены на нефть останутся низкими, фиксированный тариф ТАПИ может составить в размере 7,50 долл.:
• Бюджетная определенность: Отсутствие подверженности волатильности цен на нефть
• Долгосрочная ценность: Защита от будущего повышения цен на нефть
• Снижение рисков: Защита от геополитических событий, влияющих на нефтяные рынки
• Контроль инфраструктуры: Владение трубопроводами снижает риски перебоев в поставках
Рекомендация: Проект ТАПИ следует рассматривать как дополнительный источник газа помимо катарского СПГ, а не как замену ему. Это сочетание обеспечивает Пакистану как конкурентные цены (при низких ценах на нефть), так и стабильность цен (при высоких ценах на нефть), укрепляя общую энергетическую безопасность.
Методология расчета:
* Стоимость катарского СПГ рассчитана с использованием средневзвешенного отклонения в 11,96% применительно к цене на нефть марки Brent:
Стоимость катарского СПГ ($/млн БТЕ) = цена на нефть марки Brent ($/баррель) × 0,1196
Формула: (3,75 млн тонн в год × 13,37% + 3 млн тонн в год × 10,2%) ÷ 6,75 млн тонн в год = 11,96%
Примечание: Фактическая стоимость поставок может включать дополнительные расходы на доставку, регазификацию и обработку. Заявленная цена ТАПИ на устье скважины составляет 7,50 долл./млн бте и может также включать дополнительные расходы на транзит и распределение в пределах Пакистана.
Источники данных: Краткосрочный энергетический прогноз EIA (сентябрь 2025 г.), LongForecast.com, S&P Global Commodity Insights и различные институциональные прогнозы.
Категории потребителей природного газа в Пакистане и сравнение цен на ТАПИ
Анализ тарифов на газ и потребления по секторам (вступил в силу 1 июля 2025 г.)
Общее потребление газа – ~36-38 млрд куб. м в год
Фиксированная цена ТАПИ – 7,50 долл. за баррель
Обменный курс – 282,68 пакистанский рупий крон за доллар США (ноябрь 2025 г.)
Цена на газ по ТАПИ в пакистанских рупиях – 2120 рупий за миллион БТЕ
Категории потребителей, которые уже платят по ценам, эквивалентным ТАПИ, или выше
Основные выводы – Секторы платят ≥7,50 долларов США за миллион БТЕ (цена ТАПИ):
• Промышленность в целом (19% потребления, ~6,9 млрд куб. м в год): в настоящее время плата составляет 2300 рупий за миллион бте (8,14 доллара США), что на 8,5% выше, чем у ТАПИ. Этот сектор мог бы сэкономить 0,64 доллара за миллион БТЕ, перейдя на газ ТАПИ.
• Автономные электростанции (часть промышленных, несколько миллиардов кубометров в год): стоимость составляет 3500 рупий за миллион БТЕ (12,38 доллара США), что на 65% выше, чем у ТАПИ. Благодаря ТАПИ можно сэкономить 4,88 доллара за миллион бте.
• Коммерческий сектор (~6% потребления, ~2,1 млрд куб. м в год): оплата составляет 3900 рупий за миллион бте (13,80 долл.), что на 84% выше, чем в ТАПИ. Это позволило бы сэкономить 6,30 доллара за миллион БТЕ.
• Государственные/институциональные пользователи: оплата составляет 3175 рупий за миллион БТЕ (11,23 доллара США), что на 50% выше, чем у ТАПИ. Включая больницы, школы и правительственные учреждения.
• Газовые станции (~1,5% потребления, ~0,5 млрд куб. м в год): плата составляет 3750 рупий за миллион БТЕ (13,27 доллара США), что на 77% выше, чем у ТАПИ. Это позволило бы сэкономить 5,77 доллара за миллион БТЕ.
• Бытовые потребители с высоким уровнем потребления (верхние уровни): Незащищенные домохозяйства, потребляющие >4 гм3 в месяц, платят 4000-4200 рупий за миллион БТЕ (14,15-14,86 долл.), что на 89-98% выше, чем ТАПИ.
Совокупный объём, уже оплачивающий эквивалент ТАПИ или более высокую цену:
- Консервативная оценка: не менее 9–10 млрд м³ в год (примерно 25–27% общего потребления)
- Включаемые сектора: общая промышленность (6,9 млрд м³), коммерческий сектор (2,1 млрд м³), CNG (0,5 млрд м³), а также собственная генерация и бытовые потребители с высоким уровнем использования
- Потенциальная экономия в год: если бы эти сектора получали газ по ТАПИ по цене $7,50 за миллион БТЕ вместо текущих тарифов, они могли бы экономить сотни миллионов долларов ежегодно
Стратегические последствия для обоснования проекта ТАПИ:
1. Ценовая конкурентоспособность ключевых секторов:
Примерно 25-27% потребляемого Пакистаном газа (9-10 млрд. куб. м в год) уже продается по ценам, равным или превышающим 7,50 долл./млн баррелей в сутки, установленные ТАПИ. К этим секторам относятся:
• Промышленность в целом, составляющая основу производства и экспорта
• Коммерческие учреждения, имеющие решающее значение для экономической деятельности
• Государственные учреждения, предоставляющие основные услуги
• Население с высоким уровнем потребления
2. Бремя перекрестного субсидирования:
Текущая структура тарифов показывает, что промышленный и коммерческий секторы в значительной степени перекрестно субсидируют жилищный сектор и сектор производства удобрений. ТАПИ может облегчить работу этих несущих бремя секторов, сохранив субсидии для уязвимых групп населения за счет других источников газа.
3. Конкурентоспособность промышленности:
Пакистанская промышленность в настоящее время платит 8,14 долл./млн БТЕ (на 13% выше, чем у конкурентов в регионе), в то время как индийская промышленность платит по более низким ставкам. Это делает пакистанские товары менее конкурентоспособными на экспортных рынках. Цена на газ по ТАПИ на уровне 7,50 долл./млн бте повысит конкурентоспособность промышленности.
4. Стратегия распределения газа, который мог поступать по газопроводу ТАПИ (14 млрд. куб. м в год):
Рекомендуемое приоритетное распределение:
• Уровень 1 (9-10 млрд. куб. м): Распределение в промышленном, коммерческом секторах и секторе СПГ, которые уже платят более 7,50 долл./млн бте → Немедленная экономия затрат и повышение конкурентоспособности
• Уровень 2 (3-4 млрд. куб. м): Поддержка энергетического сектора (который в настоящее время платит 4,33 долл./млн БТЕ) для снижения затрат на производство электроэнергии → Снижение тарифов на электроэнергию для всех потребителей
• Уровень 3 (1 млрд. куб. м): Стратегический резерв/управление пиковым спросом
5. Экономическое обоснование:
• Отсутствие ценового шока: Секторы, уже платящие по ценам, эквивалентным ТАПИ, сталкиваются с нулевыми затратами на корректировку
• Немедленная экономия: Промышленный сектор может сэкономить ~0,64 доллара США/млн БТЕ × 6,9 млрд кубометров = ~600 миллионов долларов в год.
• Коммерческая помощь: Коммерческий сектор может сэкономить ~6,30 долл. /млн БТЕ × 2,1 млрд куб. м = ~ 1,8 млрд долл. в год
• Рост производства: снижение затрат на энергоносители повышает конкурентоспособность экспорта и создает рабочие места
• Фиксированное ценообразование: В отличие от катарского СПГ, привязанного к нефти, ТАПИ обеспечивает предприятиям бюджетную определенность
6. Политическая целесообразность:
Поскольку эти отрасли уже привыкли к более высоким ценам, распределение газа по газопроводу ТАПИ для них:
• Не требует обременения правительства субсидиями
• Обеспечивает немедленную поддержку бизнес-сообщества
• Демонстрирует ощутимые выгоды для ключевых экономических участников
• Позволяет избежать политически значимого повышения цен в жилом секторе
Источники данных и методология:
• Тарифы на газ вступили в силу с 1 июля 2025 г.
• Данные официальной статистики о потреблении за 2021-22 финансовый год (в среднем 3 565 млн кубометров в год = ~37 млрд кубометров в год)
• Разбивка по секторам: Электроэнергетика – 30%, бытовая техника – 25%, производство удобрений – 24%, промышленность – 19%
• Обменный курс: 1 доллар США = 282,68 пакистанских рупий (на 6 ноября 2025 г.)
• Подтвержденная цена на газ по ТАПИ: $7,50/MMBtu
• Пересчет в миллиарды кубометров: 1 млн кубических футов в год × 365 дней × 0,0283 = ~10,3 млрд кубометров на 1000 млн куб. футов в год.
Примечание о субсидиях: Система перекрестного субсидирования означает, что в секторах с высокими тарифами (промышленность, торговля, сжиженный природный газ) взимается завышенная плата за субсидирование секторов с низкими тарифами (жилье, производство удобрения). Это создает экономические диспропорции и снижает конкурентоспособность.
Категории потребителей газа в Пакистане и сравнение цен
Таблица 1: Категории потребителей газа и текущие цены в Пакистане (вступили в силу с 1 июля 2025 года)
| Категория потребителя | Цена (PKR/MMBtu) | Цена (USD/MMBtu) | Фиксированная ежемесячная плата (PKR) | Примечания |
| Домашние – защищённые | 200 – 350 | 0,72 – 1,26 | 600 | До 90 м³/месяц |
| Домашние – незащищённые | 500 – 4 200 | 1,80 – 15,12 | 1 500 | Обычные домохозяйства |
| Домашние – высокий расход | 500 – 4 200 | 1,80 – 15,12 | 3 000 | Более 1,5 MMBtu/месяц |
| Коммерческие | 3 900 | 14,04 | Варьируется | Отели, рестораны, магазины, офисы |
| Специальные роти-тандуры | 110 – 700 | 0,40 – 2,52 | Варьируется | Традиционные печи для выпечки хлеба |
| Промышленность общая (процесс) | 2 300 | 8,28 | Варьируется | Производство и переработка |
| Промышленность общая (собственная генерация) | 3 500 | 12,60 | Варьируется | Собственная выработка электроэнергии |
| Экспортно-ориентированные (процесс) | 2 150 | 7,74 | Варьируется | Производители на экспорт |
| Экспортно-ориентированные (собств. генерация) | 3 500 | 12,60 | Варьируется | Экспорт + собственная генерация |
| Производство электроэнергии | 1 225 | 4,41 | Варьируется | Электростанции |
| Удобрения (сырьё) | 597 | 2,15 | Варьируется | Сырьё для производства карбамида (сеть Mari) |
| Удобрения (топливо + сырьё, SSGC/SNGPL) | 1 597 | 5,75 | Варьируется | Заводы на сетях операторов |
| Удобрения (предлагаемая единая цена) | 1 200 и выше | 4,32 и выше | Варьируется | Целевая цена правительства для всего сектора |
| АЗС на СПГ (CNG) | 3 750 | 13,50 | Варьируется | Заправки сжатым природным газом |
| Цементная промышленность | 4 400 | 15,84 | Варьируется | Производство цемента |
| Государственные / полугосударственные | 3 175 | 11,43 | Варьируется | Больницы, школы, госучреждения |
Курс на момент составления таблицы: ≈ 278 PKR за 1 USD
Таблица 2: Структура ценообразования газа по трубопроводу ТАПИ
| Компонент | Цена/стоимость (USD) | Подробности |
| Базовая цена газа | 7,50 за MMBtu | Цена на устье скважины в Туркменистане (оценочная) |
| Транзитный сбор – Афганистан | ~0,50 за MMBtu | $400–500 млн в год при объёме 33 млрд м³ |
| Транзитный сбор – Пакистан | ~0,70–0,80 за MMBtu | $700–800 млн в год (при участии Индии в проекте) |
| Транспортировка и инфраструктура | 1,50–2,00 за MMBtu | Эксплуатация и обслуживание трубопровода |
| Итого ориентировочная стоимость для Пакистана | 10,00–11,00 за MMBtu | Полная стоимость поставки (landed cost) |
| Альтернатива: цена ТАПИ по соглашению 2013 г. | ~10,50 за MMBtu | Привязка: 55% от цены сырой нефти + транзитные сборы |
Технические характеристики газопровода ТАПИ:
- Общая пропускная способность: 33 млрд куб. м в год
- Квота Пакистана: 42% (13,8 млрд куб. м или 1 325 млн куб. футов в сутки)
- Квота Индии: 42% (13,8 млрд куб. м или 1 325 млн куб. футов в сутки)
- Квота Афганистана: 16% (5,3 млрд куб. м или 500 млн куб. футов в сутки)
- Протяжённость газопровода: 1 814 км (214 км по территории Туркменистана, 774 км — Афганистана, 826 км — Пакистана)
- Оценочная стоимость проекта: $10 млрд (скорректированная по сравнению с первоначальными оценками)
Таблица 3: Сравнение цены газа по ТАПИ с текущими внутренними ценами в Пакистане
| Категория потребителя | Текущая цена (USD/MMBtu) | Цена ТАПИ (USD/MMBtu) | Разница (USD/MMBtu) | Соотношение цен |
| Домашние – защищённые | 0,72 – 1,26 | 10,00 – 11,00 | +8,74 … +10,28 | в 7,9–15,3 раза дороже |
| Домашние – незащищённые | 1,80 – 15,12 | 10,00 – 11,00 | –5,12 … +9,20 | от 0,7× до 6,1× |
| Удобрения (сырьё/feed – сеть Mari) | 2,15 | 10,00 – 11,00 | +7,85 … +8,85 | в 4,7–5,1 раза дороже |
| Удобрения (SSGC/SNGPL) | 5,75 | 10,00 – 11,00 | +4,25 … +5,25 | в 1,7–1,9 раза дороже |
| Производство электроэнергии | 4,41 | 10,00 – 11,00 | +5,59 … +6,59 | в 2,3–2,5 раза дороже |
| Промышленность общая (процесс) | 8,28 | 10,00 – 11,00 | +1,72 … +2,72 | в 1,2–1,3 раза дороже |
| Собственная генерация электроэнергии (captive) | 12,60 | 10,00 – 11,00 | –2,60 … –1,60 | от 0,8х до 0,9х (ТАПИ дешевле) |
| Коммерческие потребители | 14,04 | 10,00 – 11,00 | –4,04 … –3,04 | от 0,7х до 0,8х (ТАПИ дешевле) |
| Цементная промышленность | 15,84 | 10,00 – 11,00 | –5,84 … –4,84 | от 0,6х до 0,7х (ТАПИ дешевле) |
Недавние изменения цен:
- Июль 2025: цены на газ для производства удобрений выросли на 250–300% (с 300–350 PKR (пакистанские рупии) до более чем 1 200 PKR за MMBTU)
- Февраль 2025: тариф для собственной генерации (captive power) увеличен до 3 500 PKR/MMBTU
- Июль 2024: тариф для общей промышленности (собственная генерация) повышен с 2 750 до 3 000 PKR/MMBTU
Цели политики:
- Выполнение условий МВФ по постепенной отмене субсидий на газ
- Снижение объёма циркулярной задолженности в газовом секторе
- Достижение полной окупаемости затрат со всех категорий потребителей
- Постепенный отказ от собственной газовой генерации (captive power)
Статус ТАПИ (ноябрь 2025):
- Участок в Туркменистане: завершён (214 км)
- Участок в Афганистане: в стадии строительства (начат в сентябре 2024 года)
- Участок в Пакистане: строительство ещё не начато
- Индия: участие остаётся неопределённым
- Казахстан: выразил интерес к присоединению
Как мы видим, ТАПИ остаётся наиболее жизнеспособным вариантом для Пакистана.
Теперь настало время рассмотреть ещё один важный вопрос: Будет ли ТАПИ рентабельным без Индии? Каковы вероятные сценарии, если ТАПИ превратится в ТАП?
По разным причинам Индия может решить двигаться в более медленном темпе по сравнению с другими участниками ТАПИ. В силу собственных политических соображений Индия может выбрать временное дистанцирование от проекта. Мы не претендуем на знание или понимание политики Индии, однако существует необходимость рассмотреть все возможные варианты.
/// nCa, 1 декабря 2025 (продолжение следует…)