2019-06-27 13:32:51

Газовые войны

Газовые войны

Цикл статей Бориса Марцинкевича: как создавалась «газовая паутина» Европы, как хранят природный газ и почему литовский терминал СПГ нерентабелен. Торговля «бумажным» газом: как работает спотовый рынок «голубого топлива», как продать любой ценой и наказать «Газпром» и как работает спотовый рынок газа в Европе.

Источник

Прежде чем рассказывать о том, что такое спотовые цены природного газа, которые в последние годы ЕС старается сделать основой конкуренции «газ — газ», нам придется совершить экскурс в историю становления газотранспортной системы Европы. Без развитой системы магистральных и распределительных трубопроводов и подземных хранилищ газа ни о какой конкуренции не пришлось бы рассуждать даже теоретически, поэтому важно понять, как именно выглядит эта «европейская газовая паутина».

Как создавалась «газовая паутина» Европы

Итак, газ сегодня это не только товар, это еще и элемент геополитики. И с этим уже давно никто не спорит.
Итак, газ сегодня это не только товар, это еще и элемент геополитики. И с этим уже давно никто не спорит.

Экономика Европы после Второй мировой войны восстанавливалась непросто и не очень торопливо. Автомобилизация и рост промышленности сопровождались постоянно растущим спросом на энергетические ресурсы, основными из которых в то время были нефть и уголь. При этом 85% мировых запасов нефти контролировали компании, для которых в 1950 году Энрико Маттеи, тогдашний глава государственной итальянской нефтяной компании Eni, ввел в оборот термин «семь сестер» — он прижился и был общеупотребительным довольно долгое время. Четыре из них, сменив названия, пережив целую череду слияний и поглощений, существуют и в наше время:

  • • Англо-персидская нефтяная компания, позднее — Англо-иранская нефтяная компания, которую теперь мы знаем как British Petroleum;
  • • Royal Dutch / Shell — Нидерланды / Великобритания;
  • • Standard Oil of Califоrnia, позже Socal, теперь Chevron;
  • • Standard Oil of New Jersey или Esso, позднее Exxon и ExxonMobil.

Компания Mobil сохраняла самостоятельность до 1999 года, затем стала составной частью ExxonMobil, Gulf Oil была буквально разобрана на части ВР и Chevron, Texaco в 2001 году была куплена Chevron.

Именно «семь сестер» стали в больших масштабах осваивать добычу нефти на Ближнем Востоке, именно они стали поставлять ее в послевоенную Европу, им же принадлежали нефтеперерабатывающие заводы на территории европейских стран.

Технология переработки нефти тогда только начинала свое развитие, поэтому была намного менее глубокой, чем сейчас; на НПЗ накапливались огромные количества мазута. По теплотворной способности мазут очень схож с энергетическими сортами угля, который в больших объемах добывался в шахтах и разрезах ФРГ, — немецкие угольные компании и были основным конкурентом нефтяных гигантов. Факт картельного сговора установлен так и не был, но, так или иначе, уже в начале 50‑х годов «семь сестер» стали предлагать энергетическим компаниям свой мазут по ценам, которые всегда были на несколько процентов ниже, чем цена немецкого угля. Нефтяники вполне могли себе позволить вести такую ценовую битву, ведь основным источником прибыли для них оставались авиационный керосин и автомобильные бензины. В те же годы основным энергетическим ресурсом для коммунального хозяйства городов и частных домов стал газойль — печное дизельное топливо.

Войну цен немецкие угольщики проиграли, и Европа столкнулась с тем, что ее энергетическая безопасность резко уменьшилась. Нужны были собственные месторождения энергетических ресурсов, и в дело активно вступила геологоразведка.

В 1958–1959 годах на морском шельфе Голландии было открыто газовое месторождение Гронинген. Даже сейчас его четыре с лишним триллиона кубометров извлекаемых запасов относят к категории уникальных, а в те времена это было событием мирового масштаба. Не самая большая площадь — 850 квадратных километров, не самая большая глубина залегания — от 2 до 3 километров, но для его освоения требовалось соорудить и разработать сотни скважин, обустроить сотни километров трубопроводов как в море, так и на суше. За годы эксплуатации Гронингена из него было добыто более 1,5 триллиона кубометров, остаточные запасы составляют не менее 2,7 триллиона. У Нидерландов финансовых ресурсов на такой праздник жизни не было, отдавать подобную роскошь в чужие руки не хотелось, и им пришлось разработать так называемую Голландскую (или Гронингенскую) модель долгосрочного экспортного газового контракта (ДСЭГК). Оператором месторождений Гронингена стал консорциум Royal Dutch / Shell и Exxon Mobil, но контролирует его и в наше время правительство Голландии.

Пока шло бурение всё новых скважин в акватории Северного моря, произошло весьма важное событие в международной политической жизни. 14 декабря 1962 года Генеральная Ассамблея ООН приняла резолюцию №1803 «Неотъемлемый суверенитет над естественными ресурсами», которая и стала юридическим основанием для провозглашенных министром экономики Нидерландов господином де Поузом принципов Гронингенской модели ДСЭГК. Основные из них: контракт должен быть долгосрочным, цена газа должна быть привязана к цене ресурсов замещения, цены на газ должны регулярно пересматриваться, обязательным является принцип «бери и / или плати».

Да, это именно те принципы, за сохранение которых борется теперь «Газпром», и одновременно это именно то, с чем борется Еврокомиссия. Вот такой парадокс: Россия борется за сохранение европейских традиций, которые теперь активно не нравятся самой Европе.

Не «Газпром» стал «новатором» в системе международной газовой торговли, всё было придумано до него: гронингенские правила действовали в Европе значительно раньше, чем начались первые поставки трубопроводного природного газа из советских, а теперь российских месторождений.

Гронингенской модели ДСЭГК Европа и обязана появлением и развитием своей газотранспортной системы; схема, которую вы видите в начале статьи, создавалась не один десяток лет. С одной стороны, ценообразование было достаточно гибким, с другой — долгосрочность контрактов и принцип «бери и / или плати» снимали коммерческие риски с компаний, вкладывавших финансовые ресурсы в магистральные трубопроводы.

Еще одна особенность Гронингенской модели ДСЭГК — то, что добывающие газ компании не несли ответственность за доставку газа до конечных потребителей: эта часть газового рынка была и остается зоной ответственности компаний, занимающихся не добычей, а только распределением газа. Для распределяющих компаний долгосрочность контрактов тоже была огромным подспорьем: точно зная цены поставщика и регулируя конечные цены, эти компании строили свои бизнес-модели, добивались получения кредитов у банков. Распределяющих газ компаний в Европе значительно больше, чем добывающих и поставляющих газ по магистральным трубопроводам, — распределительные сети оплетают страны ЕС густой сетью, которая обеспечивает возможность принимать газ от разных «стратегических» поставщиков и обеспечивать его доставку в города, на электростанции, к крупным промышленным потребителям. Схема распределительных газовых сетей Европы не является «замершим монументом»: на рынок Европы приходят новые поставщики, постепенно вырабатываются месторождения и тогда уходят с рынка поставщики традиционные.

Гронингенская модель ДСЭГК привычна и удобна, газовые европейские концерны, борющиеся за реализацию проекта «Северный поток — 2», справедливо полагают, что эта модель должна действовать и в этом случае.

Морская часть «Северного потока — 2» заканчивается на берегу Германии, европейским газовым компаниям предстоят инвестиции для расширения распределительной сети под новые объемы, и они хотят понимать «правила игры»; им совершенно не нравятся политические требования, которые им пытается навязать Еврокомиссия и за которые так активно борются нынешние руководители Польши и стран Прибалтики. Дело не в неких «симпатиях» немецких и австрийских газовых концернов к России вообще и к «Газпрому» в частности — ничего личного, только бизнес.

Если сократить до предела аргументы газовых европейских концернов, то они звучат, пожалуй, следующим образом: «Не мешайте нам создавать новую систему распределения, не мешайте нам создавать инвестиционные планы». Возражать логике бизнеса непросто, нужны весьма серьезные аргументы, которых у противников «Северного потока — 2» не так много, как им того хотелось бы.

В заключении этой статьи отметим некоторые «технические» моменты, которые возникли в годы доминирования «семи сестер», но имеют значение и в наше время. Благодаря тому, что уголь перестал быть доминирующим энергетическим ресурсом в Европе, цена природного газа привязана только к «нефти», но к «нефти» именно в кавычках — это всего лишь терминология, используемая СМИ. Результаты исследования, проведенного в 2005–2006 годах Директоратом по конкуренции Еврокомиссии, показали, что для ДСЭГК России, Норвегии и Нидерландов доля мазута в формуле контрактной цены газа для европейского рынка находилась в пределах 35–39%, доля дизельного топлива — в пределах 52–55% и только в контрактах Алжира доминирующая роль принадлежит сырой нефти. СМИ, наверное, просто проще и короче писать «цена газа привязана к стоимости нефти», чем всякий раз расписывать, что в формулу входят цены газойля и мазута, — такое вот маленькое лукавство, о котором полезно время от времени вспоминать.

Как хранят природный газ и почему литовский терминал СПГ нерентабелен

Как только мы начинаем углубляться в технологические тонкости многое из того, что было не понятно, или объяснялось существованием «агентов» Путина (хотя и без них не обошлось) становится понятно.
Как только мы начинаем углубляться в технологические тонкости многое из того, что было не понятно, или объяснялось существованием «агентов» Путина (хотя и без них не обошлось) становится понятно.

В Гронингенской модели долгосрочного экспортного газового контракта, о которой шла речь в предыдущем материале, предусмотрена связь цены природного газа с двумя продуктами нефтепереработки — газойлем и мазутом. Такая конкуренция энергетических ресурсов имеет естественное обоснование: она основана на их теплотворной способности. Но в последние годы всё большее значение приобретает конкуренция «газ — газ» — конкуренция спотовых и долгосрочных цен и конкуренция трубопроводного газа и СПГ (сжиженного природного газа).

С момента начала освоения уникального месторождения Гронинген началось создание и активное развитие газотранспортной системы Европы. ГТС — это вовсе не сочетание магистральных труб большого диаметра, в которые «врезаны» распределительные трубы малого диаметра. Технически это возможно, но ведь потребление газа не происходит равномерно: в холодное время года его нужно больше, чем в летнее, днем — больше, чем ночью, в выходные дни — меньше, чем в рабочие. Для регулирования неравномерности потребления есть только один способ: магистральные трубопроводы приходят в подземные газовые хранилища (ПХГ) и вот уже от них компании, работающие с конечными потребителями, выстраивают свои системы распределения. Вот про ПХГ мы и поговорим.

Именно ПХГ — основа распределительной газотранспортной системы, самая важная ее часть, именно ПХГ сделали возможным постепенное формирование спотового рынка газа.

По магистральным трубопроводам газ проходит порой тысячи километров, по пути собирая всевозможные механические примеси, и ПХГ начинается с технологической площадки, оборудование которой устраняет их. Как и любой товар, газ требует контроля и учета, следовательно, перед закачиванием в ПХГ его нужно провести через измерительное оборудование. ПХГ требуют большого объема: газ есть газ, ему требуется много места. Оборудовать ПХГ искусственно сложно и дорого, нужны места, в которых природа, геология, обеспечивает нас такой возможностью. Нет, под землей не ищут «огромные полости» — это ненаучная фантастика, в природе такого не наблюдается. Пористые пласты песчаника в земных недрах, герметично закупоренные сверху куполом из слоя глины, — вот наиболее распространенный тип природных ПХГ. Песчаник требуется весьма специфический: он должен быть достаточно рыхлым, чтобы принять в свои слои газ, закачиваемый под давлением, и чтобы отдать его при подаче обратного давления. Слой песчаника нельзя «надуть» в одном месте — приходится разводить газ к нескольким скважинам, каждая из которых снабжена компрессорами давления. Давление требуется, чтобы выдавить из пластов песчаника воду, которую и замещает газ. Часть этого газа уходит на то, чтобы создать в ПХГ рабочее давление, «вгоняя» воду в нижние слои. В результате часть объема ПХГ занимает так называемый буферный газ — он должен находиться там всегда, чтобы не упало давление.

Получается, что в ПХГ хранится газ двух «сортов»: буферный, который просто держит давление, и активный, которым мы с вами и пользуемся. Чаще всего половина объема ПХГ занята буферным газом, только вторая половина является активной.

Недешевое удовольствие, согласитесь: владельцу ПХГ приходится покупать весь объем буферного газа, который он никогда не сможет продать. Вот одна из причин того, что цены на газ у компании, добывающей газ и подающей его в ПХГ, отличаются от цен, по которым его получают конечные потребители. Владельцам распределительных сетей приходится оборудовать ПХГ, закупать буферный газ, создавать систему оборудования, обеспечивающую закачку газа. А газ ведь нужно уметь еще и извлекать из ПХГ — тоже не самая тривиальная задача. Отбор газа технологически схож с его закачкой, но есть и кардинальное отличие: как правило, отбор газа приходится осуществлять намного быстрее, чем его закачку. Закачивать газ можно весь теплый период года, а вот выдать его потребителю нужно в течение холодного времени года — в отопительный сезон, который в южных регионах Европы длится всего два-три месяца. Для отбора газа используются более мощные компрессоры, которые прогоняют газ через вторую систему очистки: поток газа по пути из ПХГ захватывает с собой песчинки. Кроме того, газ гигроскопичен, охотно принимает в себя пары воды — вот и еще один комплект оборудования.

Объемы ПХГ бывают самыми разными. Самое крупное — Северо-Ставропольское на месте полностью выработанного газового месторождения, где теперь можно хранить 43 млрд кубометров активного газа. Такого объема газа хватило бы, чтобы покрыть годовое потребление Франции или Нидерландов, но это действительно уникальное ПХГ, все остальные намного меньше.

На территории Европы самое большое ПХГ находится в Латвии, в местечке Инчукалнс, — 2,3 млрд кубометров активного объема с технической возможностью увеличения до 3,5 млрд.

Второй тип ПХГ — это соляные пещеры, идеальные по герметичности резервуары. Такие пещеры рукотворные, строительство их требует достаточно большого времени. В подходящем по высоте пласте каменной соли бурятся скважины, под давлением в них подается вода, которая и вымывает день за днем полость необходимого объема. Соляной купол не только непроницаем для газа: соль обладает способностью самостоятельно «заживлять» трещины и объемы — идеальный материал. ПХГ такого типа значительно меньше, чем тех, которые удается оборудовать в слоях песчаника: подземных месторождений соли не так уж и много. Ну и кроме того, газ можно хранить и в сжиженном виде, но это самый дорогой способ хранения: для того, чтобы газ оставался в сжиженном состоянии, необходимо поддерживать температуру в ‑160 градусов. Решение крайне непопулярное, применяется только в тех случаях, когда вблизи крупных потребителей невозможно построить ПХГ другого типа.

Физические свойства газа делают решение Литвы о его хранении на плавучем терминале полным абсурдом: это нерентабельно, такой газ обходится потребителям намного дороже, чем трубопроводный российский газ.

Можно принимать какие угодно политические решения — законам физики нет до этого дела. Рентабельным такое хранение может быть только в тех случаях, когда газ используется в промышленных процессах, обеспечивающих производство товаров с очень высокой добавленной стоимостью. Литва могла оказаться в выигрыше только в том случае, если бы одновременно с появлением у причала Клайпедского порта терминала Independent где-то поблизости были построены несколько заводов, способных принять и «переварить» этот газ, но — чего нет, того нет.

Европейская «табель о рангах» по суммарным активным объемам ПХГ выглядит следующим образом:

· Португалия — 327 млн кубометров,

· Хорватия — 536 млн кубометров,

· Болгария — 599 млн кубометров,

· Бельгия — 861 млн кубометров,

· Дания — 1 034 млн кубометров,

· Латвия — 2 300 млн кубометров,

· Испания — 3 023 млн кубометров,

· Польша — 3 174 млн кубометров,

· Чехия — 3 330 млн кубометров,

· Словакия — 3 735 млн кубометров,

· Венгрия — 6 457 млн кубометров,

· Австрия — 8 748 млн кубометров,

· Нидерланды — 12 427 млн кубометров,

· Франция — 12 855 млн кубометров,

· Италия — 18 445 млн кубометров,

· Германия — 22 294 млн кубометров,

· Великобритания — 34 300 млн кубометров.

Эти показатели позволяют понять, какие именно страны наиболее активно требуют, чтобы в ценах природного газа главная роль была отведена ценам на спотовом рынке.

орговля «бумажным» газом: как работает спотовый рынок «голубого топлива»

На бирже торгуют «бумагами». Зачастую виртуальными. На спотовой газовой бирже торгуют тоже бумажным «газом».
На бирже торгуют «бумагами». Зачастую виртуальными. На спотовой газовой бирже торгуют тоже бумажным «газом».

Ознакомившись с объемами имеющихся на территории европейских государств подземных хранилищ газа («Как хранят природный газ и почему литовский терминал СПГ нерентабелен»), мы можем увидеть логику развития спотовых сделок на рынке газа. Само слово «спот» — транскрипция английского spot («сделка»), и использовалось оно традиционно на биржевых торгах валютами. Основная особенность спотовых сделок — то, что срок оплаты по ним не превышает два-три дня, в отличие от сделок форвардных, в которых срок оплаты более продолжителен. На рынке природного газа аналог форвардных сделок — долгосрочные контракты, традиционные для Европы предыдущих 50 лет развития этого рынка.

Пионером спотовых сделок с газом стала Великобритания — страна с самым большим в Европе объемом ПХГ. Говоря языком экономистов, первая спотовая площадка сформировалась в районе с высокой концентрацией продавцов и покупателей газа. В Англии такими торговыми центрами стали береговые терминалы Фергюс и Бэктон — они расположены на входе в основную газотранспортную систему, сюда доставлялся газ с месторождений Северного моря. Формирование спотового рынка первоначально происходило стихийно, государства и ЕС подключились к этому процессу значительно позже. Логика тут была приблизительно такой: потребители газа подписывали с поставщиками долгосрочные контракты, дополняя их договорами о хранении газа в ПХГ. На территории Великобритании количество ПХГ, по сравнению с их общим объемом хранения, невелико — потребителям удобно было физически оставлять газ на месте. В результате в одном ПХГ одновременно хранились объемы газа, «расписанные» по нескольким потребителям.

Рассчитать объем газа, который будет использован в течение календарного года, не так просто: зима может оказаться холоднее или теплее среднегодовых показателей, кто-то из крупных потребителей может модернизировать оборудование до более энергоэффективного и так далее. В результате у части владельцев распределительных сетей образовывались объемы газа, которые им просто некуда было деть, а желание платить за хранение того, что тебе не требуется, естественным назвать нельзя.

Простая мысль — надо продать эти излишки, пусть даже по ценам ниже, чем в долгосрочных контрактах, лишь бы не платить за хранение. Чем больше было ошибок в расчетах необходимых объемов газа в долгосрочных контрактах, тем больше становился объем спотовых сделок, тем оживленнее становились спекуляции. Ошибки приводили не только к накоплению излишков газа, но и к тому, что в моменты пикового спроса (к примеру, при внезапном похолодании) газа, наоборот, не хватало. И в таких случаях действия игроков на газовом рынке предсказать несложно: можно рискнуть и в летнее время преднамеренно выбрать весь объем законтрактованного газа, придержать излишки и продать их в тот момент, когда резко повысится спрос и, следовательно, цены. К 1996 году сформировался единый для всей Великобритании условный торговый пункт — NBP, Национальный балансирующий пункт.

С 2003 года стали подтягиваться и другие страны — количество спотовых площадок сейчас достаточно велико. Zeebrugge в Бельгии, TTF в Голландии, PEG во Франции, PSV в Италии, NCG и Gaspool в Германии, CEGH в Австрии, CDG в Испании — вот наиболее крупные из них. В тесной связи с этими хабами работают газовые биржи: ICE/APX в Лондоне, Powernext в Париже, APX/NP‑Endex в Амстердаме и EEX в Лейпциге.

При этом развитие спотовой торговли идет крайне неравномерно по регионам Европы — это зависит от объема действующих долгосрочных контрактов и степени монополизации рынка. Если в Северо-Западной Европе («старые» члены ЕС, Норвегия, Швейцария) конкуренция «газ — газ» уже стала основой ценообразования, то в Юго-Восточной Европе и Средиземноморье эта система находится на стадии становления.

Чтобы понять, как работает спотовый рынок, рассмотрим, как обстоят дела на NBP: до самого последнего времени именно он оставался «законодателем моды». NBP — инструмент ежесуточной балансировки объемов газа в ходе работы рынка внебиржевых операций, в процессе которой пользователи услуг газотранспортной системы и компания National Grid Gas могут выставлять заявки и делать запросы, а также осуществлять продажи и покупки газа в сети.

Да, именно так: при наличии множества покупателей поставщик остается единственным, но Евросоюз настойчиво пропагандирует миф о том, что спотовая торговля газом является идеальным примером рыночной экономики в действии, идеологически превосходя «нерыночные поставки “Газпрома”».

Большая часть сделок в NBP приходится на поставки газа по магистральному газопроводу «Интерконнектор», связывающему Англию и Бельгию. «Интерконнектор» оборудован компрессорными станциями на обоих берегах, что позволяет перекачивать газ в обоих направлениях. Естественно, что хронологически второй спотовой площадкой в Европе стала Зеебрюгге — она находится на втором берегу. Еврокомиссия очень любит говорить о том, что спотовые рынки очень точно коррелируют друг с другом по всей Европе, но реальность выглядит иначе. На «Интерконнекторе» время от времени происходят технические неполадки, и за то время, пока он простаивает, ценовые показатели NBP резко отрываются от цен в Зеебрюгге.

Кто бы что ни говорил, но на спотовый рынок по-прежнему поступают только те объемы газа, которые по разным причинам стали «лишними» в долгосрочных контрактах.

Рост объема спотового рынка становится всё более спекулятивным: торгуют не физическим газом, а «бумажным», объемы которого многократно выше. Это самые обычные биржевые спекуляции: один и тот же объем физического газа многократно «проходит по рукам».

Например, в 2010 году на NBP было продано 106,7 млрд кубометров физического газа, а объем торгов при этом составил 1 237 млрд кубометров; в том же году в Зеебрюгге продали 12,9 млрд кубометров физического газа при объеме торгов 65,2 млрд кубометров. Но в пропагандистских целях, для оказания давления на стратегических поставщиков статистика использует именно объемы торгов.

Коренной перелом в ценообразовании газа произошел в 2009–2010 годах — именно тогда объемы торгов на спотовых площадках росли самыми высокими темпами. Причина — экономический кризис: тогда объемы промышленного производства и потребления природного газа сокращались, на рынке возник избыток предложения. Именно после этого российскому «Газпрому», алжирскому Sonatrach и норвежскому Statoil (основные поставщики газа в ЕС из-за его пределов) стали навязывать спотовые цены в качестве ориентира.

Еще раз: объемы «бумажной» торговли между монопольными поставщиками и многочисленными покупателями, объединенные с растущими объемами такой же «бумажной» торговли между газовыми хабами, между биржами и хабами, выставляются в качестве основного фактора для ценообразования физического газа, в качестве «единственно верного ориентира» для «Газпрома».

В чистом виде выделить объемы спотовых торгов физическим газом непросто; по косвенным оценкам, в 2009–2010 годах таким образом было куплено порядка 40% от всего объема газа на европейском рынке, после чего спотовая доля стала снижаться. Связано это с растущим спросом на газ: восстанавливается промышленность, как выглядит зимняя погода в Европе в последние два года — тоже не секрет. Есть и еще несколько факторов, которые, несмотря на словесные интервенции, помогают превалировать на рынке традиционным долгосрочным контрактам между неевропейскими поставщиками и европейскими компаниями-потребителями. Главный среди этих факторов — стабильное снижение объемов добычи природного газа на европейских месторождениях, особенно на шельфе Северного моря.

Продать любой ценой и наказать «Газпром»: как работает спотовый рынок газа в Европе

«Наказать» «Газпром» любой ценой. Газ для Европы. Какой там бизнес. Чистая политика.
«Наказать» «Газпром» любой ценой. Газ для Европы. Какой там бизнес. Чистая политика.

До событий нынешней зимы и начала весны на спотовых газовых рынках Европы стабильно наблюдались более низкие цены, чем цены долгосрочных контрактов. Это и стало основанием для давления со стороны европейских импортеров и еврочиновников на поставщиков газа из-за пределов ЕС: российский «Газпром», алжирский Sonatrach и норвежский Statoil ASA. Впервые такая ситуация стала складываться в 2009 году, но устойчивой она стала далеко не сразу.

Для начала повторим: подземных хранилищ газа в ЕС ограниченное количество, они находятся в собственности не очень длинного перечня газовых компаний. У крупных потребителей собственные ПХГ имеются далеко не всегда, аренда части емкостей ПХГ для хранения выкупленного объема газа — распространенная практика. При этом конечные потребители природного газа чаще всего приобретают его не по долгосрочным «гроннингеновским» контрактам, а по среднесрочным.

В долгосрочных контрактах уже в начале 90‑х годов прошлого века появилось и стало общепринятым правило make‑up gas — возможность перенести отбор газа на будущие года. Покупатель вносит часть денег, предусмотренных по принципу «бери и/или плати», но физически газ не забирает, получая право сделать это в удобные ему сроки.

Для наглядности: компания Х, владеющая ПХГ активным объемом 1 млрд кубометров, на этот год по долгосрочному контракту должна купить 1 млрд кубометров природного газа у компании-поставщика. Но обнаруживается, что 330 млн кубометров ПХГ занято газом, который не забрали конечные потребители. Компания Х проплачивает поставщику сумму, предусмотренную на основании пункта «бери и/или плати», и договаривается, что физически примет газ позже, когда освободятся занятые емкости. Никаких проблем: всё оговорено в пункте make-up gas. Летом некуда закачивать, но зимой из-за похолодания потребовался больший объем? Доплати то, что не вошло в рамки «бери и/или плати», и мы вкачаем всё, что тебе необходимо.

Разумеется, поставщики стали соглашаться на make-up gas только после того, как обеспечили свои магистральные трубопроводы более мощными компрессорными станциями, которые технически позволяют резко увеличить объем поставляемого газа в случае соответствующего запроса от потребителей.

Начало зимы 2017/18 года в Европе выдалось теплым, потому потребители газа, работающие с «Газпромом», не выбирали 100% законтрактованного газа. Когда в феврале ударили неожиданные морозы, европейские потребители оплатили оставшиеся суммы, компрессорные станции «Газпрома» включились на полную мощность и мы наблюдали рекордные объемы суточных поставок. Да, рекорды были, но в предыдущие месяцы был недобор газа, и если усреднить всё по году, то мы увидим не «выдающееся достижение», а только ранее запланированное увеличение потребления.

С этим разобрались, теперь смотрим, как складывается ситуация у конечных потребителей, которые получают газ по среднесрочным контрактам от европейских компаний — импортеров газа из их ПХГ. В этих контрактах правило make-up gas отсутствует, конечный потребитель должен выполнить минимальные контрактные обязательства.

«Газовый год» традиционно начинается 1 октября, переговоры по среднесрочным контрактам проводятся летом. Так это было и в 2008 году: конечные потребители подписывали свои среднесрочные контракты летом, исходя из вполне определенных производственных планов. В 2007 году европейская экономика находилась на подъеме, потребители предполагали дефицитный рынок и потому заложили большие объемы отбора. Экономический кризис 2008 года начался в третьем квартале и привел к резкому падению производства.

В результате конечные потребители оказались не в состоянии выполнить свои минимальные контрактные обязательства: они бы и рады были забрать весь объем газа, но девать его было просто некуда.

Заказов на производство столько, сколько есть, а газ надо выкупать или, соответственно, платить штрафы за недобор. Но этот штраф еще не всё! Если ты не выбрал весь законтрактованный объем, то тебе нужно невыбранный объем где-то хранить, то есть платить за аренду части ПХГ, а значит, продолжать нести убытки до того момента, пока полностью не освободишь «свой» объем ПХГ.

Штрафы по контракту с поставщиком и арендная плата за часть ПХГ, да еще и в условиях падения объема производства, — это дорога к банкротству, поэтому конечные потребители начали «выбрасывать» на спотовый рынок объемы своего невостребованного газа.

Продать, пусть даже в убыток, но избежать штрафов и оплаты аренды ПХГ — вот и вся логика поведения в момент кризиса. И спотовые цены стремительно поползли вниз: спрос превысил предложение, классическая ситуация.

Ушли они вниз значительно ниже цен долгосрочных контрактов, максимальный разрыв был зафиксирован на середину 2009 года — практически в два раза. Это и стало поводом к началу процесса пересмотра долгосрочных контрактных цен и к массовому перетоку покупателей на складывающиеся газовые биржи.

Переток совершенно естественный: покупатель пошел туда, где предлагают товар по более низким ценам.

Многие крупные конечные потребители предпочли закупать газ на биржах по низким спотовым ценам. В результате продажи компаний-импортеров, имеющих долгосрочные контракты с неевропейскими поставщиками, существенно сократились — в такой ситуации в 2009 году оказались итальянский ENI, немецкий E.ON, турецкий Botas и другие. Не смогли продать — и автоматически попали под действие «бери и/или плати» в своих долгосрочных контрактах. Эти три компании, к примеру, должны были сообща выплатить «Газпрому» 2,8 млрд долларов!

Компании-импортеры выразили свое недовольство, а летом 2010 года уменьшили объемы закупаемого газа, чтобы не попасть под штрафные санкции и, что уж греха таить, чтобы наказать «Газпром» за его нежелание «войти в положение». Уменьшили — и опять не отгадали.

Зима 2010/11 годов оказалась холоднее среднекалендарной; в марте прогрохотали страшные взрывы на АЭС «Фукусима‑1». Япония остановила все свои АЭС, в результате спотовые поставки СПГ сразу ушли из Европы к ней. Тут еще и Германия объявила, что также намерена закрыть свои АЭС, это тоже оказало давление на газовые цены. Но и это еще не всё: в том же году начались известные события в Ливии, что вызвало повышение цен на нефть, на которую завязаны цены на газ…

Итог — спотовые цены ранней весной взлетели выше долгосрочных и все, кто только мог, выбрали полный объем по долгосрочным контрактам, используя принцип make-up gas.

Вопреки всем традициям, газовые хранилища Европы в летний период 2011 года вступили заполненными едва ли не на все 100%. Что дальше? Правильно: отопительный сезон закончился и спотовые цены пошли вниз. А долгосрочные с временным лагом «отработали» повышение цены на нефть и… пошли вверх. В результате к осени 2011 года разрыв между долгосрочными и спотовыми ценами достиг 100 долларов за одну тысячу кубометров, и компании-импортеры снова выступили с претензиями к поставщикам из-за пределов ЕС.

В следующий раз мы попробуем понять, какие выводы из всего этого сделали участники событий: поставщики, импортеры, конечные потребители и решившие вмешаться в события чиновники Евросоюза. Сразу скажем, выводы были очень разными, и в результате отсутствия единого мнения газовый рынок Европы продолжает оставаться «нервным», общее направление развития остается неясным.

"Это абсолютное оружие". Путин рассказал о новейших российских ракетных комплексах

Комментарии 0
Логин и пароль
Запомните логин и пароль для последующего входа