Современные подходы к заключению контрактов на СПГ, сформировавшиеся в 1990-х годах - Часть 4

Формирующийся рынок на Западном побережье Северной Америки

В настоящее время на тихоокеанском побережье Северной Америки пока не существует приемных терминалов, хотя имеются активные предложения по их сооружению в Мексике, Калифорнии, на северо-западном побережье США и в Британской Колумбии. Несколько предложений по мексиканскому штату Нижняя Калифорния предусматривают как импорт на местные рынки, так и экспорт в США – в южную часть штата Калифорния, где сооружение ни одного из новых терминалов не было пока согласовано из-за возражений населения по местоположению площадок для строительства. В наиболее продвинутой стадии из всех предложений по Нижней Калифорнии находится проект компании Sempra, завершение которого запланировано на 2008 год. В этом проекте участвует Shell, которая имеет 50-процентную долю в собственности, из чего можно предположить, что половина мощностей будет обслуживать объемы самоконтрактования – скорее всего поставки в рамках проекта «Сахалин-2», в котором она участвует. Sempra также заключила договор поставки с проектом Tangguh в Индонезии. Это означает, что впервые ценообразование по контрактам в бассейне Тихого океана подвергнется воздействию сложностей, связанных с обслуживанием реструктурированного газового рынка Северной Америки.

Несмотря на то, что подробные сведения о договорных взаимоотношениях между контрагентами – между Shell и ее аффилированным лицом Sakhalin LNG и между Sempra и Tangguh – практически отсутствуют, по имеющимся сообщениям, в их основе лежат чистые экспортные цены нетбэк. Это означает, что в качестве эталона будут использоваться публикуемые цены на границе Калифорнии за вычетом составляющих, относящихся к затратам на перевалку продукции на приемном терминале, ее регазификацию и перевозку от завода по сжижению.

Новые тенденции в относящейся к СПГ договорной практике в бассейне Атлантического океана

На протяжении почти 20 лет – вплоть до начала осуществления проектов СПГ в Тринидаде и Нигерии – поставки из Алжира на Европейский континент представляли собой практически единственный вид договорных взаимоотношений в бассейне Атлантического океана. Если первоначальные контракты на поставку алжирского СПГ предусматривали индексацию цен по отношению к стоимости восьми сортов нефти (Arabian Light (Саудовская Аравия), Brass Blend (Нигерия), Kirkuk (Ирак), Kuwait Export (Кувейт), Iranian Light (Иран), Murban (ОАЭ), Saharan Blend (Алжир) и Zuetina (Ливия)) с закрепленной в договоре возможностью регулярного пересмотра положений о ценообразовании, то дальнейшая договорная практика стала гораздо более гибкой под влиянием конкуренции со стороны трубопроводных поставок. Во многих контрактах на поставку газа по трубопроводам в Континентальной Европе применялась индексация к определенному набору цен – на высокосернистый тяжелый мазут (только в контрактах, заключавшихся в 1970-х годах), низкосернистый тяжелый мазут и газойль. По договору поставки продукции с месторождения Тролль, заключенному в 1986 году, такой набор включал в себя легкое котельно-печное топливо (55%) и низкосернистый тяжелый мазут (45%). Впоследствии в результате переговоров об изменении цены доля легкого котельно-печного топлива была увеличена приблизительно до 65%, а в остальной части ценовой формулы были отражены новые элементы конкуренции, как, например, использование газа в электроэнергетике, или, на более позднем этапе, конкуренция между различными поставщиками газа.

В ходе переговоров по ценам Алжир проявил готовность предложить сопоставимые условия индексации своим клиентам, которые привыкли к практике привязки цены к нефтепродуктам в заключавшихся ими договорах поставки по трубопроводам. Некоторым клиентам была также предоставлена возможность использовать сочетание цен на нефть и нефтепродукты. Предпринимались попытки частичной индексации по отношению к электроэнергии, углю или инфляции. Однако для большинства алжирских контрактов с покупателями континентальной части Европы, чаще всего используется та или иная форма индексации по отношению к нефти.

Обычно в контрактах на поставки по трубопроводам в Континентальной Европе применяется отсроченная индексация, когда для целей определения индекса используются данные за предыдущий период, которые подвергаются процедуре пересчета с отсрочкой по времени.

Реакция цен на СПГ в условиях повышения цен на нефть в течение какого-то времени может быть аналогична действию механизма ограничения цен, поскольку цена СПГ корректируется на рост цен на нефть с задержкой. Однако в условиях падения цен на нефть, задержка может возникнуть с адаптацией положений о ценообразовании к новой конъюнктуре рынка. При этом проведение новых переговоров для восстановления привязки к нефти может не потребоваться, поскольку цена СПГ, в конечном счете, скорректируется через какое-то время, когда цены на нефть стабилизируются. В первых алжирских контрактах такая отсроченная индексация не использовалась, но, как представляется, в некоторых контрактах более позднего периода она предусматривается.

В конце 1990-х годов первыми из новых поставщиков на рынок бассейна Атлантического океана вышли Нигерия и Тринидад. Хотя изначально переговоры с Нигерией предусматривали возможность продаж в США через терминалы Эверетт и Кав-Пойнт, контракты на такие поставки так и не были подписаны. Поэтому продукция первых трех технологических линий нигерийского завода в Бонни предназначалась для поставки на рынки Континентальной Европы, для чего не требовалась адаптация к совершенно иной конкурентной обстановке, сложившейся в результате реструктуризации газового рынка Северной Америки.

Поставки продукции с этих первых трех технологических линий осуществлялись в рамках традиционных договоров купли-продажи с покупателями в Континентальной Европе. За исключением контракта с итальянской электроэнергетической компаний ENEL, покупателями стали газопроводные или газораспределительные компании, и соответствующие положения о ценообразовании отражают, по большей части, конкуренцию с поставками газа по трубопроводам, а для целей индексации используется привязка к сочетанию мазута и газойля. При заключении контрактов с генерирующими компаниями особые проблемы возникают в связи с либерализацией рынка электроэнергии, поскольку энергоблоки не будут допущены к сети, если их предельные издержки генерации будут выше, чем у других энергоблоков. Помимо цен на нефть, в контракте с ENEL предусмотрена индексация по отношению к цене угля и инфляции.

В отличие от Нигерии, главным рынком для Тринидада были США. В результате, ему пришлось решать проблему сбыта на рынке, где существует конкуренция между различными поставщиками газа. Первые четыре технологические линии завода СПГ в Тринидаде находятся в собственности Atlantic LNG – консорциума в составе компаний BG, BP и Repsol (Tractebel имеет долю участия только в первой технологической линии, но не в последующих трех). Контракт на первую технологическую линию поделили Tractebel и Repsol, что можно охарактеризовать как один из примеров «самоконтрактования» членами консорциума. Поэтому ценовые условия договора купли-продажи были согласованы между участниками консорциума, а не являлись предметом переговоров с каким-либо крупным клиентом на целевом рынке, что предполагалось бы в случае традиционного контракта для Северо-Восточной Азии.

Tractebel поставляла свои объемы на свой терминал в Эверетте, США. И хотя у Repsol был заключен традиционный контракт с компанией Enagas в Испании, Repsol сохранила за собой право перенаправлять партии по своему усмотрению. Большая часть этих объемов поставлялась на рынки краткосрочных операций в США, предположительно, по более высоким чистым экспортным ценам по сравнению с теми, которые компания могла бы получить при поставке газа в Испанию. Как и первая технологическая линия, вторая и третья технологические линии также задействованы на началах самоконтрактования BG, BP и Repsol, однако в этих случаях СПГ передается партнерам в рамках системы толлинга.

В системе толлинга некий консорциум компаний – как правило, но не всегда, только в составе владельцев запасов газа – несет финансовую ответственность за капиталовложения в производственные мощности, а также за возмещение затрат и получение прибыли. В этом компании консорциума напоминают инвесторов, вкладывающих средства в трубопроводные проекты. Они возмещают стоимость предоставленных им услуг в виде взимания либо платы за пропускную способность, либо начислений на мощности с пользователей объекта.

BG и BP контролируют мощности терминалов в США и имеют возможность прямого сбыта продукции конечным потребителям. У Repsol имеются рынки сбыта в Испании, и компания предпринимает шаги к сооружению нового терминала в морских провинциях Канады для обслуживания рынков как США, так и Канады.

На четвертой технологической линии в Тринидаде применяется еще более гибкая схема по сравнению с традиционными контрактами. Владельцы газа на устье скважины будут иметь возможность сжижать свой газ на основе системы толлинга за счет вложения средств в мощности по сжижению, а затем сбывать полученный СПГ без приобретения СПГ у партнеров по совместному предприятию в рамках традиционного договора купли-продажи.

На технологических линиях, сданных в эксплуатацию в последующий период, в Нигерии, как и в Тринидаде, применяется более гибкая договорная схема. Четвертая и пятая технологические линии завода в Бонни более чем на 75% эксплуатируются на основе самоконтрактования с реализацией продукции партнерам по предприятию для сбыта в последующих звеньях цепочки формирования стоимости.

Норвежский проект Snohvit также характеризуется значительным объемом самоконтрактования. Statoil планирует отправлять свою долю продукции на терминал Кав-Пойнт в США, где она имеет права на пользование мощностями, а французские партнеры намерены сбывать свои объемы самостоятельно. Единственным договором традиционного типа является контракт с испанской генерирующей компанией Iberdola.

Одним из наиболее динамично развивающихся поставщиков СПГ является Египет. В двух проектах – Egyptian LNG (ELNG) и Segas – имеются действующие технологические линии. Первая технологическая линия ELNG обслуживает традиционный договор купли-продажи с Gaz de France, а вторая эксплуатируется по системе самоконтрактования одним из партнеров по предприятию компанией BG. Первоначально BG планирует направлять свои объемы на выделенные под ее обязательства мощности в США и в настоящее время также предпринимает шаги к созданию сбытового терминала в Италии. Предположительно, ценовая формула контракта с BG основана на чистой экспортной стоимости нетбэк в США с индексацией цены по отношению к индикаторам Хенри-Хаб, но при этом можно также предположить, что у других партнеров по предприятию будут стимулы к реализации своей продукции в Италии или других странах Европы, если получаемые от таких продаж чистые экспортные цены будут выше.

Проект Segas был инициирован испанской электроэнергетической компанией Union Fenosa совместно с AGIP. В отличие от других проектов СПГ, Union Fenosa не имеет доли участия в добывающей части и закупает большую часть газа, необходимого для первой технологической линии у Egyptian Natural Gas Holding Company (EGAS) по ценам, контролируемым правительством. По имеющейся информации, рассматривается возможность эксплуатации второй технологической линии на основе системы толлинга по аналогии с четвертой технологической линией проекта в Тринидаде.

Источник: «Цена энергии: международные механизмы формирования цен на нефть и газ» (Секретариат Энергетической Хартии, 2007)