Что есть «цена на газ»

В предыдущей статье говорилось о том, что из себя представляют мировые цены на нефть. В данном материале пойдёт речь о том, чем являются цены на природный газ.

Крупнейшими потребителями природного газа являются сфера электроэнергетики и промышленность, в особенности металлургическая и машиностроительная. Однако газ – это не только самый экологически чистый вид ископаемого топлива, но и сырьё для химической промышленности (в том числе он широко используется при производстве сельскохозяйственных удобрений).

Помимо основного компонента – метана – в природном газе содержатся иные востребованные промышленностью органические соединения (этан, пропан, бутан, пентан) и даже отдельные «чистые» химические элементы: водород, гелий и другие инертные газы. По мере развития газохимии будет опережающими темпами расти спрос именно на эти составляющие газа. Данный фактор объясняет глобальный интерес к строительству газоперерабатывающих заводов (ГПЗ).

Так, уже сейчас, даже до выхода на проектную мощность Амурского ГПЗ, принадлежащего ПАО «Газпром», Россия стала обладателем крупнейшего в мире логистического центра обслуживания контейнеров для перевозки жидкого гелия.

Важное значение имеет статус природного газа как основного топлива для пиковых электростанций, включающихся при резком повышении нагрузки на базовые электростанции, которым для увеличения генерации требуется достаточно большое время. В отличие от них пиковые электростанции представляют из себя быстро (в течение нескольких минут) раскручиваемые газовые турбины.

Поэтому цена на газ и объёмы его поставок являются очень важными факторами конкурентоспособности экономик и национальной безопасности государств.

Агрегатное состояние данного природного ресурса – газ – в значительной степени определяет специфику его рынка.

Как правило, газовые месторождения расположены далеко от основных потребителей газа, в том числе на морском шельфе, поэтому транспортировка газа является не менее важным и сложным процессом, чем его добыча.

В 2010-х годах много надежд возлагалось на добычу сланцевых (то есть не сконцентрированных в крупных месторождениях, а более равномерно распределённых в земной коре) нефти и газа за счёт применения технологии гидроразрыва пласта. Но крупные расходы на постоянно ведущиеся буровые работы и обустройство скважин, низкий дебит (выход сырья из каждой скважины) и внушительные экологические издержки ограничивают распространение данной технологии.

Ещё одной проблемой является хранение газа. Если твёрдое топливо в виде угля можно круглогодично держать под открытым небом поблизости от железнодорожных путей (чем и объясняется популярность угольных электростанций), то для хранения жидкой нефти требуется постройка крупных резервуаров и нефтепроводов. А газ требуется хранить в оборудованных природных пустотах – выработанных углеводородных месторождениях, соляных кавернах или водоносных пластах, – что исключает возможность резкого наращивания совокупного объёма подземных хранилищ газа (ПХГ).

Поэтому природный газ как товар постоянно находится в движении. И малейшие перебои в этом процессе чреваты весьма тяжёлыми последствиями для экономики в целом.

Газотранспортная система (ГТС) соединяет месторождения с потребителями газа посредством магистральных и распределительных газопроводов, а также сопутствующих сооружений: компрессорных станций и других объектов.

Транспортировка газа чаще всего осуществляется по трубопроводам, проложенным на суше. Снять это ограничение для прибрежных регионов позволяет технология сжижения природного газа (СПГ), но она требует сооружения весьма недешёвой инфраструктуры в виде прибрежных СПГ-терминалов у отправителя и получателя, а также постройки сложных и дорогих в производстве и эксплуатации транспортных средств: газовозов. Поэтому трубопроводный транспорт при транспортировке газа имеет ценовое преимущество перед морским.

Арбитраж – то есть возможность извлекать выгоду от разницы цен на один и тот же товар на разных рынках – в случае природного газа затруднителен, но с развитием сегмента перевозок СПГ он будет всё более вероятен.

Как правило, на пересечении двух или более газопроводов создаются газораспределительные центры, называемые также хабами. В ЕС, основном покупателе российского газа, крупнейшим является Центрально-Европейский газовый хаб (Central European Gas Hub), расположенный близ австрийского населённого пункта Баумгартен-ан-дер-Марх. Через него проходит около трети поставок российского газа в Европу.

Газовые хабы могут быть не только физически существующими, но и виртуальными. Под виртуальным хабом понимается находящийся в движении внутри ГТС газ, отдельные объёмы которого по запросу клиентов можно довести в заданное время в нужную точку ГТС посредством управления газопроводами. Оператор ГТС в таком случае обретает функции продавца, покупателя (например, импортёра) и спотовой биржи одновременно. В Европе крупнейшими из них являются:

1. Title Transfer Facility (TTF) под управлением нидерландского оператора N.V. Nederlandse Gasunie;

2. National Balancing Point (NBP) под управлением британского оператора National Grid plc.

С 1 октября 2021 года начал работу единый немецкий виртуальный газовый хаб Trading Hub Europe (THE) под управлением Trading Hub Europe GmBH, сформировавшийся после объединения хабов GASPOOL и NetConnect Germany.

В лидирующей по уровню производства и потребления природного газа стране мира – США – крупнейшим газовым хабом является Генри (Henry Hub), расположенный рядом с городом Эрат в штате Луизиана. На базе физического создан и одноимённый виртуальный хаб.

Виртуальные газовые хабы работают на спотовом, то есть краткосрочном, рынке газа. Но чем более развитой является газовая инфраструктура и чем более диверсифицирована география поставщиков и потребителей, тем более долгосрочными контрактами можно торговать, будучи уверенным в осуществлении поставок. Поэтому возник срочный биржевой рынок данного вида топлива, основой которого являются товарные биржи, торгующие фьючерсами на физическую поставку газа с использованием инфраструктуры того или иного виртуального газового хаба.

Спецификация данного контракта содержит следующую информацию:

Другим часто используемым газовым бенчмарком в мире является Henry Hub Natural Gas Futures, торгуемый на Нью-Йоркской товарной бирже NYMEX. Его основные характеристики:

Азиатско-Тихоокеанский рынок газа характеризуется преобладанием морских перевозок СПГ над трубопроводной транспортировкой. Это обстоятельство определяет характер рынка – он в основном спотовый, а не фьючерсный, поэтому характеризуется меньшей оперативностью и транспарентностью информации. В целях преодоления данного недостатка агентство S&P Global Platts ведёт статистику показателя JKM (Japan Korea Market) LNG (Liquified Natural Gas) Price Assessment, являющего бенчмарком газового рынка не только Кореи и Японии, но и Китая. Единица измерения данного индикатора совпадает с американской: доллары США за 1 миллион британских тепловых единиц.

Иллюстрацией отсутствия эффективного арбитража на рынке газа служит разница цен на данный вид топлива, особенно в период повышенной волатильности. По состоянию на 30 сентября 2021 года средняя цена на спотовый контракт JKM с поставкой в ноябре составила 34,5 доллара за MMBtu (1211 долларов за тысячу кубометров), ноябрьский фьючерс хаба TTF – 97,8 евро за мегаватт в час (1165 долларов за тысячу кубометров) и такой же фьючерс хаба Henry – 5,9 доллара за MMBtu (207 долларов за тысячу кубометров).

Для сравнения: на ту же дату на более глобализированном рынке нефти декабрьский фьючерс на баррель европейской марки Brent стоил 79,3 доллара, а на баррель американской марки WTI – 75,6 доллара.

Поскольку газоснабжение является вопросом государственной важности, логично стремление государств выстраивать диверсифицированные отношения на данном рынке.

То, что маршруты транзита природного газа могут проходить по территории нескольких государств, делает данный рынок подверженным крупным внешнеполитическим рискам.

Помимо этого, боязнь зависимости от крупных поставщиков, особенно иностранных, заставляет государства-импортёры проводить антимонопольную политику в виде анбандлинга. Под анбандлингом (англ. Unbundling) понимается разделение участников рынка по операционным функциям с целью противодействия формированию вертикально-интегрированных структур и росту монополизации рынка. Для рынка энергетики это означает существование независимых друг от друга юридических лиц в сфере добычи или генерации, транспортировки и распределения энергоносителей или энергии. Примером практической реализации анбандлинга является Третий энергопакет ЕС, одним из требований которого является ограничение максимальной квоты каждого поставщика газа в размере 50% от проектной мощности газопровода.

Кроме того, рынок газа является сезонным: повышенное потребление газа зимой требует ускоренного наполнения ПХГ в течение тёплых месяцев. Не случайно «газовый год» начинается не 1 января, а 1 октября.

По этим и многим другим причинам помимо спотового и срочного биржевого существует ещё и долгосрочный внебиржевой рынок природного газа. Как правило, в долгосрочных контрактах прописывается не фиксированная цена, а формула цены на газ, привязанная либо к ценам на нефть, либо к ценам на газ на спотовом или фьючерсном рынках. За счёт этого достигается баланс между предсказуемостью цен на энергоносители и их рыночностью.

Стабильность объёмов поставок чаще всего обеспечивается реализацией механизма «бери или плати» (Take-or-Pay), согласно которому продавец обязуется быть готовым поставить установленный объём газа, а покупатель – оплатить его. Если же потребности покупателя в конкретный момент времени не настолько велики, как ранее запланированные, он вправе сократить физический объём закупок, однако всё равно остаётся обязанным оплатить даже невостребованный им объём газа.

За счёт этого механизма поставщик получает предсказуемость денежных потоков, имеющих решающее значение для покрытия крупных издержек на содержание инфраструктуры по добыче и транспортировке. С другой стороны, покупателю в случае его согласия с Take-or-Pay предоставляется скидка по сравнению с биржевыми ценами.