Гронингенская модель
В начале 1960-х в Голландии планировали начать разработку гигантского Гронингенского месторождения. Чтобы обеспечить отбор газа по долгосрочным контрактам, пришлось отойти от продажи газа по классической до тех пор модели кост-плюс. Капризные немецкие, французские и бельгийские потребители соглашались подписывать долгосрочные контракты с фиксированным минимальным уровнем отбора только при условии гарантированной долгосрочной выгодности газа. Основными конкурентами газа в топливном балансе Северной Европы на тот момент были мазут и газойль. Так родилась «гронингенская модель» формулы цены на газ.
Учитывая низкую себестоимость добычи газа, такая модель также отвечала интересам производителей, и позволяла извлекать ренту Хотеллинга в дополнение к ренте Рикардо.
В рамках этой модели формула может быть двух видов:
1. Аддитивная формула
P = P0 + a * x * (go — go0) + (1 — a) * y * (fo — fo0),
где
p0 — базовая цена: согласованная «справедливая цена» газа (обычно на момент заключения контракта),
a — коэффициент привязки цены к продукту (в контрактах 60-х годов около 0.6),
go — цена газойля в текущий момент времени,
go0 — цена газойля на момент определения справедливой цены газа (момент заключения контракта),
fo — цена мазута в текущий момент времени,
fo0 — цена мазута на момент определения справедливой цены газа,
x и y — отражают разницу в теплотворной способности продуктов и коэффициент полезного использования энергии, или
2. Мультипликативная
P = P0 * (a * go/go0 + (1 — a) * fo/fo0).
Пример мультипликативной формулы (предположительно, контракт Газпрома) можно найти тут.
Поставки Газпрома с конца 1960-х были выстроены по такому же принципу. Евангелисты Газпромовского ценообразования рассказывали об этом принципе, истории его возникновения и теоретическом обосновании во всех подробностях — почитать можно, например, тут. Много об этом писали и в Европе.
Конечно, газойль и мазут не единственные альтернативы для газа. В формулах может встречаться и уголь, и электричество, и другие. Что интересно — в контрактах «с нефтяной привязкой» в Европе нефти как таковой почти никогда нет.
Важная разница по сравнению с предыдущей моделью ценообразования заключалась в том, что при кост-плюс цены газа в соседних странах отличаются приблизительно на стоимость транспортировки газа. При привязке к нефтепродуктах цена газа может отличаться значительно сильнее, поэтому критически важным элементом контрактов с нефтяной привязкой были destination clauses — запрет перепродавать этот газ в другие страны. Это противоречит законам о защите конкуренции в ЕС, и начиная со второй половины 2000-х продавцы были вынуждены отказаться от этих ограничений.
Японский бенчмарк
В 1970-е основным топливом в Японии была нефть, при этом почти всю ее импортировали. Импортная нефть в первичном топливном энергетическом балансе страны составляла 60-70%.
Таким образом, чтобы СПГ был конкурентоспособным в долгосрочной перспективе, он должен был быть дешевле средней цены импортируемой нефти. Для этого в контрактах на поставку СПГ стали использовать фактическую средневзвешенную цену импорта нефти в Японию, публикуемую министерством финансов страны — Japanese Crude Cocktail, или JCC. Были попытки использовать и другие сорта/смеси сортов нефти: например, в 1980-е Индонезия и Малайзия пытались привязывать цену на СПГ к FOB цене производимой в Индонезии нефти (Indonesian Crude Price index), однако рыночным стандартом такой подход не стал.
Нефтяной паритет
При сравнении объемов или себестоимости добычи газа, газового конденсата и нефти часто используют такой показатель, как «баррель нефтяного эквивалента». Это единица теплоты, а не объема. При плотности нефти 0.835 и теплотворной способности в 46 МДж/кг (для расчета БНЭ принимается высшая теплотворная способность) БНЭ равен примерно 5.8 миллионов британских термических единиц. Таким образом, 1 mmbtu эквивалентен 0.172 барреля.
Значит, если покупатель хочет купить этот миллион британских термических единиц в виде газа, он не будет платить больше, чем 17.2% * JCC (oil-parity price).
К формуле цены на СПГ еще добавлялась константа, отражающая стоимость доставки. Поскольку большая часть СПГ в Японию, Корею и Тайвань доставлялась из Индонезии, Малайзии и (позже) Австралии, эта константа была не слишком большой — от 0.5 до 0.7 долларов.
Таким образом, на рынке СПГ в Азии сформировалось четкое понимание стоимости СПГ: 14.5-15% * JCC + 0.5-0.7. При цене на нефть в 25-30 $/bbl это около нефтяного паритета (16.5-17.8% * JCC).
Япония постоянно покупала СПГ дороже всех в мире, и для ликвидации этого неравенства потребители пытались входить в цепочку СПГ — покупали небольшие доли в проектах, заключали контракты на условиях FOB, чтобы везти СПГ самим, увеличивали константу в формуле, но главное — добились введения S-кривой.
S-кривая
Введение S-кривой было призвано смягчить резкие изменения цены на нефть. При некотором диапазоне цен на нефть, признанном «нормальным» на момент заключения контракта, формула цены была стандартной (14-15% JCC), однако если нефть выходила за указанные границы, наклон существенно уменьшался. Это замедляло падение цены на СПГ при резком снижении цены на нефть и, аналогично, замедляло рост цены на СПГ при неожиданном росте цены на нефть.
Разновидностью S-кривой можно считать фиксацию минимально и максимально возможного уровня цены по контракту. Иногда такую структуру цены называют Z-curve.
S-кривая работала и на пользу продавцов, обеспечивая более высокую цену при низких ценах на нефть. Тем не менее, основной принцип — сделать СПГ гарантированно (немного) более дешевым, чем нефть — был в этот момент нарушен. Это и приводило к странным историям в будущем.
Странные истории в будущем
CNOOC и Tangguh
В 2002 году BP Indonesia заключила контракт на поставку в провинцию Фуцзянь 2.6 млн т в год по формуле цены P = 5.25% * JCC + 1.35. На тот момент производственная мощность построенных заводов составляла 123 млн, а уже к 2006 — в полтора раза больше. Такой избыток производственных мощностей сделал СПГ в Азии ярко выраженным рынком покупателя, и продавец был вынужден согласиться на потолок по цене нефти на уровне текущей на тот момент цены в 26 долларов, что соответствовало цене на СПГ в 2.7 $/mmbtu. Еще до начала поставок в 2006 году цена на нефть выросла до 65 долларов за баррель, и покупатель согласился сдвинуть потолок до 38 $/баррель, что повысило цену до 3.35 $/mmbtu.
Этот контракт долгие годы был самым дешевым для Китая, в 2012-13 годах он был в 5 раз дешевле СПГ из других источников. К середине 2014 года индонезийцы сумели пересмотреть цену и согласовать следующую структуру:
2014 год: P = 6.5% * JCC + 1.5, потолок цены устраняется.
2015 год: P = 9% * JCC + 1.3.
2016 год: P = 10.5% * JCC + 1.5.
Таким образом, только введение потолка цены помогло Китаю сэкономить на этом контракте около 2.8 млрд долларов, и более 10 млрд долларов по сравнению с обычной рыночной ценой.
CNOOC и NorthWest Shelf
В тот же период австралийская Woodside подписала с той же CNOOC 25-летний контракт на поставку в Гуандун 3 миллионов тонн в год. Потолок цены по контракту составлял 3.8 $/mmbtu, пересмотр цены по условиям контракта был невозможен. Несмотря на это, австралийцы много раз просили покупателей найти приемлемый для обеих сторон компромисс. Китайцы были непреклонны.
В результате, начиная с 2011 года, Woodside стал стараться поставлять как можно меньше грузов. Сначала ссылались на тайфуны и плохую погоду, потом на «внезапную остановку завода». В качестве компенсации предлагали платить до 40% стоимости груза (то есть 1.5 $/mmbtu — явно недостаточно для компенсации покупки груза на спотовом рынке). В итоге в мае 2015 года Woodside, по слухам, поставил покупателям ультиматум, что полностью прекратят поставку СПГ по этому контракту.
Petronet и RasGas
В 1999 году индийские компании (через Petronet) обеспечили себе доступ к очень дешевому СПГ из Катара. RasGas так стремилась выйти на индийский рынок, что согласилась подписать контракт по 12.6% * JCC, при этом пол и потолок по нефти составляли 16 и 24 доллара за баррель — то есть СПГ должен был стоить не меньше 2.01 $/mmbtu и не больше 3.04 $/mmbtu. В 2003 году Petronet, увидев, что цена стабильно заметно выше 20 долларов за баррель, пересмотрел цену и договорился зафиксировать цену на уровне 2.53 $/mmbtu на 5 лет (до 2009 года), с последующим постепенным переходом к расчету цены на базе 12-месячной средней цены JCC, но с механизмом потолка и пола цены на базе 60-месячной средней JCC.
Такой большой лаг на растущей цене на нефть и низкий уровень цены долгое время позволял индусам серьезно выигрывать в цене — и Катар неоднократно обращался к ним с просьбой повысить цену до 14.5% JCC, но получал отказ. Зато в последние несколько месяцев, на развернувшемся рынке, Petronet вынужден покупать СПГ примерно за 13 $/mmbtu — видимо, дороже всех в мире.
В итоге Petronet, ожидая рост цен, за первый квартал выбрал на треть меньше СПГ (почти исчерпав свою годовую невыборку в 10%) и вступил в переговоры с продавцом с целью уменьшить общий контрактный объем на те же 10%.
GAIL и все остальные
Petronet — это покупатель-агрегатор, владеющий регазификационными терминалами. Купленный СПГ он продает крупным индийским компаниям. Один из основных покупателей катарского СПГ в Индии — это GAIL, который теперь серьезно страдает от цен на катарский СПГ.
Помимо этого, GAIL в 2009 году через Petronet купил газ с австралийского Gorgon за 14.5% * JCC. По нынешним временам эта цена кажется довольно высокой, и GAIL уже просит Petronet поговорить с Gorgon и пересмотреть цену.
Кроме этого, GAIL уже напрямую купил 6 млн т с Sabine Pass и Cove Point — и этот СПГ, который еще пару лет назад казался спасением, при нынешних ценах на нефть тоже оказывается неконкурентоспособен: компании на внутреннем рынке отказываются брать на себя риски Henry Hub.
Огорченный всем происходящим, глава GAIL господин Трипати уже заявил, что долгосрочные контракты — зло, и GAIL в будущем планирует закупать СПГ по 3-5-летним контрактам.
Выводы
1. Не надо быть слишком умным, заключайте максимально стандартные рыночные контракты.
2. Добавляйте гибкость и способы заработать вместе: пересмотры цены, перенаправления, отмены грузов, свопы и так далее.
3. Не надо быть жадным, не пытайтесь обмануть контрагента.
4. Даже если обмануть удалось, 20 лет продавать выше рынка вам не удастся.
