Начало ДСЭГК: стоимость замещения основана на нефтяном паритете

⇐ ПредыдущаяСтр 6 из 7Следующая ⇒

• «Стоимость замещения» соответствовала «нефтепродуктовой индексации» на этапе формирования (1962) и последующего применения Гронингенской формулы

• В 1960-е мазут (промышленность и электроэнергетика) и газойль/дизтопливо (домашние хозяйства) действительно были замещающими газ ЭР (низкая эффективность, но и низкие цены + обильные поставки из БВС-СА),

• Цена газойля/дизтоплива на 15% выше, а мазута на 30% ниже цены нефти (АРА), газойль/мазут в формуле = 60/40 (50/50) => цена газ/нефть = 60-80%

• Опережающее сокращение доли «дешевого» мазута в формуле ведет к росту соотношения газ/нефть в сторону 100% (арифметический эффект)

• Долгосрочные контракты замораживают ситуацию, которая была на рынке на момент его заключения, а потом с помощью пересмотра формулы цены пытаются догонять меняющуюся ситуацию на рынке.

• Впоследствии – для удобства/простоты применения – от экономической сути формулы контрактной цены газа как «средневзвешенная стоимость замещения» перешли к расчету арифметического «нефтяного паритета», а от определения «стоимости замещения» у потребителя – к оценке цены нефти на границе Германии (средневзвеш. импортной) или в портах Италии (как, например, в российско-украинском контракте 2009-2019 гг.)

• ДСЭГК = фиксация формулы с нефтяным паритетом на десятилетия (несмотря на контрактную возможность пересмотра формулы); пролонгация ДСЭКГ = пролонгация действия действующей формулы с «нефтяным паритетом» несмотря на уменьшение роли нефти как замещающего газ ЭР => инерционность контрактных структур, всегда отстающих от развития рынка => pricereviewclauses

Черная – конкуренция газ-газ

ЛЕКЦИЯ 1-2

Рынок газа европейский может быть охарактеризован следующим образом, до 2009 года он был растущим, не достаток предложения, долгосрочные контракты, нефтепродуктовая индексация, после 2009 года образовался избыток предложения, расшатался механизм контрактов и ценообразования, либерализация рынка, третий энергопакет – шаг к либерализации рынка газа, появилась возможность конкурентного выбора. Произошло изменение большого цикла единой контрактной структуры и ценообразования на всем пространстве большой энергетической Европы. Гронингенская модель – инвестиционный инструмент, применяемый производителями. Снижение срочности контрактов – уже построена вся капиталоемкая инфраструктура, по мере освоения мы двигаемся от более крупных к более мелким месторождениям.

- Долгосрочные контракт Украина – Россия;

- Гронингенский контракт;

- Китайская реформа ценообразования

Величина доказанных извлекаемых запасов – это сумма накопленной добычи за полный срок его разработки.

ЛЕКЦИЯ 3-4

В контрактных структурах движение идет от долгосрочных контрактов к спотам, а в ценообразовании от простого к сложному. При вхождении газа на рынок идет привязка к тому ресурсу, с которым он должен конкурировать, поэтому нефтяная индексация (в Японии), а в Европе (нефтепродуктовая). Высокосернистые сорта нефти для азиатского региона напрямую использовались в промышленности.

Вхождение на рынок – инвестиционный инструмент и нахождение на рынке- инвестиции окупились, две разные ситуации по гибкости ценообразования. Привязка газ-газ – рынок более либерализован. Формирование двухсегментного рынка: контрактный и спотовый, гибкий переход. Увеличение доли газовой индексации.

Рынок СПГ не имеет жесткой привязки. Через механизм – сделки замещения СПГ может оказаться в Европе. Попытка избежать конкуренции газ-газ. 2009 год - точка перелома, уменьшение доли нефтепродуктовой индексации, развитие спотовой торговли, общая либерализация рынка.

ЛЕКЦИЯ 5-6

Расширение зоны спотовых сделок. Сформировались два сегмента, нефтепродуктовая индексация и конкуренция газ-газ. Два механизма ценообразования 1) костплюс: издержки производства плюс стоимость транспортировка, 2) «нет-бэк» от стоимости замещения: цена замещения газа у потребителя минус стоимость транспортировки от того пункта, от которого мы начинаем поставлять. Чем ниже цена в гроненгской модели, тем ниже расположена кривая, а чем выше, то наоборот.Чем меньше цена на рынке замещающих энергоресурсов, тем меньше рента Хотеллинга и наоборот. До 1962 года тот газ, который добывался работала формула костплюс, в 1962 году введагроннегская модель (низкие цены на нефть), промышленность практически не заметила перехода с костплюс на нет-бэк от стоимости замещения, переход не дал сильных негативных потрясений. 1968 год - первые поставки газа СССР на экспорт на базе гроненнгской модели, но проходя через страны СЭВ мы поставляли газ, соответственно, и им, но им газ поставлялся по формулам льготного ценообразования костплюс(усреднение цен, соответственно цены росли с замедлением). В 80 годы цены на нефть стали падать это привело к тому что дополнительные льготы перестали существовать. В 90 годы после распада системы СЭВ, мы продолжали им поставлять газ по льготным ценам, и закупка среднеазиатского газа тоже происходила по ценам костплюс. 1998 год произошел перевод поставок газа в странах Восточной Европы с костплюс на «нет-бэк» от стоимости замещения (цена на нефть провалилась вниз). В 2004 году переход на контрактные принципы ЕС в странах, которые пожелали вступить в ЕС после распада системы СЭВ. 2006 год - первый транзитный кризис, Россия перевела Украину с механизма костплюс на «нет-бэк» от стоимости замещения только ту часть поставок газа, которая добывалась на территории России, 15% от поставок, остальная часть- это газ, реэкспортируемый из Азии, цены на нефть стали расти привело к резкому увеличению цены на газ. 2009 год перевели оставшуюся часть поставок из России на Украину на формулу «нет-бэк» от стоимости замещения, стартовая цены оказались очень высокая.Когда в 2009 году образовался избыток предложения (экономический кризис, эффект американской сланцевой революции, повышение эффективности энергопотребления) появилось много коллизий.Разные механизмы перехода на гроненгскую модель с Украиной и Белоруссией.

Чехия ЕС разрыв между рыночной и политической ценой и динамика цен сброс вниз, чувствительность низкая. Украина и Белоруссия переход против их воли, разрыв был существенно больше, чувствительность высокая, цена вопроса достаточна велика между тем, что было бы при переходе в 1998 или в 2006(2007).

С 2009 года, когда работает долгосрочный контракт на поставку газа, логика определения уровня цен в рамках этого контракта: есть рыночная цена, которая определяется по европейской формуле с нефтепродуктовой индексацией (рыночная цена) с нее начинает работать система скидок: в 2009 году 20% скидка на год, чтобы облегчить привыкание к более высокой цене. В 2010 скидка на 100 долларов за счет механизма межбюджетного взаимозачета (продление аренды морской военной базы). Дополнительные скидки 100 долларов, если регулярно платите по контракту, то получаете скидку, а если нет, то наоборот. Отказ от штрафных санкций за недобор.

Спотовые котировки крутятся примерно вокруг траектории контрактных цен.

Производители, экспортеры предпочтения работать по траектории более устойчивой и предсказуемой, где разброс ценовых колебаний небольшой

Потребители все равно их интересует в данные момент времени наименьшая цена.

Спекулянты - диапазон колебаний цены должен быть больше

Неликвидный – один поставщик производитель, инвестиционные проекты, большие контракты, параметр черн=1.

Конкуренция «газ-газ»

• Системные факторы: как следствие формирования разветвленной инфраструктуры (эффект диверсификации) + нетрадиционный газ (объем не имеет значения)

• Несистемные (? ) факторы: в периоды краткосрочного локального превышения предложения над спросом:

– Соединенное Королевство (1990-е): освоение нефти Северного моря => адм. запрет на сжигание попутного газа => разрешение на маркетинг ГК только после полной утилизации попутного газа => избыток предложения газа на рынке страны => спотовая + биржевая торговля по заниженным ценам => сравнительно «ликвидный» хаб NBP

– Европа (конец 2000-х): экономический кризис + рост добычи нетрадиционного газа в США (сланцевый газ, угольный метан) => снижение импортного спроса на СПГ в США => переориентация потоков СПГ в Атлантическом бассейне с США на Европу => избыток предложения СПГ в Европе => ценовой демпинг новых поставщиков СПГ (окупить «проектное финансирование» введенных проектов СПГ) => быстрое и гибкое демпинговое ценообразование на новый СПГ и медленная адаптация формульного ценообразования на трубопроводный газ => краткосрочное сокращение рыночной доли Газпрома, но стимулы к адаптации контрактов и механизмов ценообразования

• Системные факторы = главное!!!

Появление новых структур приводит к перераспределению ниш на рынке.

Элементы нефтяной индексации сохранятся.

7-8 ЛЕКЦИЯ

Контрактный газ начинает терять свою конкурентоспособность после 2009 года (ВИЭ и уголь). Рентабельность по газу ниже, чем по углю при производстве электроэнергии. На рынке европейском 2009 год перелом в результате перенасыщения рынка, а на азиатском рынке перелом произошел в 2011 году в связи с аварией на АЭС. В европе стремятся перейти на более экологичные технологии.

• Конкурирующие/замещающие энергоресурсы (основа для индексации цены газа):

– В структуре ДСЭГК: в течение всего периода – мазут и газойль/дизтопливо (континентальная Европа)

– В реальной действительности: исторически – мазут (1960-е/1970-е), постепенный уход. Сегодня - уголь и ВИЭ

• Газ vs. ВИЭ: новые газовые ТЭЦ vs. новые ВИЭ электростанции (ветровые, солнечные - не обеспечивают постоянного цикла производства), меняется роль газа (поддерживающая мощность):

– Новые ВИЭ электростанции: “обязательная” (приоритетная) генерация => субсидирование CAPEX + нулевая топливная составляющая OPEX (даже после прекращения субсидирования по окончании срока окупаемости),

– Новые газовые ТЭЦ: только как резервные мощности для ВИЭ электростанций (высокие контрактные цены газа препятствуют его использованию в качестве топлива для базы графика нагрузки) => низкий КИУМ + несубсидированные CAPEX + высокая топливная составляющая OPEX => запретительно высокие сроки окупаемости/низкие уровни ВНР.

Газ vs Уголь: новые газовые ТЭЦ vs старые угольные ТЭС:

– Новые газовые ТЭЦ: окупить новые CAPEX + высокая топливная составляющая OPEX (если нефтепродуктовая индексация цены газа) => «spark spread» (эл.эн - газ) отрицательный в ЕС

– Старые угольные ТЭС: CAPEX уже окупились + низкая топливная составляющая OPEX (цены угля в ЕС ниже контрактных газовых в результате сланцевой революции в США: дешевый газ вытеснил уголь из электроэнергетики США => экспорт дешевого угля из США в Европу) => «dark spread» (эл.эн. - уголь) положительный в ЕС

– + экология: нетто-спрэды (с учетом низких текущих спотовых цен на выбросы CO2: с 30 до менее 10 долл./tCO2 за 2008-2012) изменились в пользу угля: до середины 2010 г. разница «нетто-дарк-спрэд (NDS) минус нетто-спарк-спрэд (NSS)» была отрицательной и уменьшалась, с середины 2010 г. она стала положительной и растет => низкие цены на выбросы CO2 работают в пользу угля и против газа.

Прогноз конкуренции уголь, газ, ВИЭ, борьба против нефтепродуктовой индексации будет продолжаться,

· Римский Договор ЕС 1958 г.

o Свобода передвижения людей, товаров, услуг, капиталов… (политика / экономика). Повышение уровня либерализации в рамках зоны применения права ЕС (жесткое право) и расширение зоны его применения (мягкое и жесткое право)

· Первый Энергопакет ЕС1996/1998 гг.

o Обязательный и/или переговорный доступ третьих сторон (ДТС), раздельный статистический учет по видам деятельности (ПВД).

· Второй Энергопакет ЕС 2003 г.

o Обязательный ДТС, разделение финансовых потоков ПВД

· Третий Энергопакет ЕС 2009 г.

o Обязательный ДТС, разделение по собственности ПВД, рыночные зоны «вход-выход», виртуальный хаб (спотовые/биржевые цены) в каждой зоне, связанные продукты (трансграничные мощности/интерконнекторы).

Украина обязана иметь физические реверсные мощности в связи с законодательством ЕС. Пункты сдачи приемки сохраняются до истечения срока действующих контрактов, а при заключении новых – должны руководствоваться правилами третьего энергопакета, что означает: если физические поставки осуществляем, то поставляем конкретно в точку, а если торгуем, то необходимо выходить на торговую площадку (на хаб). При разделении ВИНК, соответственно разделяется рынков на товарный и мощностей. Создается Оператор газотранспортной системы, который обеспечивает обязательный доступ третьих сторон, применяя механизм аукциона для существующих мощностей. Применительно к новым строящимся мощностям, подаются заявки, а оператор газотранспортной системы оценивает и строит трубу, чтобы удовлетворить все заявки (механизм опционов). Формируются рыночные зоны по принципу вход-выход (система бассейнов), в рамках каждой зоны есть некий виртуальный хаб, на котором работают спотовые и биржевые цены и есть связанные продукты на рынке мощностей, т.е. можно переходить из зоны в зону только в том случае, если мощности на входе и мощности на выходе равны, устранение барьеров перетоков.

Либерализация энергетического рынка сопровождается экспортом законодательства ЕС в страны по соседству (создание единой среды для бизнеса). Система подготовительных мер (работа с странами, которые может быть станут членами ЕС в будущем). Инструменты жесткого права закрепляют возможность применения норм права ЕС.

Есть совокупность отдельных рыночных зон (по технологическому принципу, а не по странам) имеет торговую площадку, формирование сети интерконнекторов, чтобы обеспечить бесперебойные поставки (перетоки по реверсам).

ЛЕКЦИЯ 9-10

Третий Энергопакет - риски неопределенности для поставщиков и соответственно для потребителей. Открываются новые возможности, рыночные перспективы. Система документов, выстраивающая новое правовое пространство. По основным направлениям более детализирована процедура – технические задания. Сетевые кодекс юридически обязательные документы. Разделение правил доступа к действующим мощностям (дефицит) через механизм аукциона и создание новых мощностей (инвестиционные проекты) должен работать принцип открытой подписки (регулярное тестирование спроса на мощности), если есть экономически-обоснованный спрос на мощности и технические возможности его реализовать, то оператор газотранспортной системы должен инвестировать. Оператор газотранспортной системы оптимизирует использование мощностей и необязательно всегда строить новые мощности. Правила максимально эффективного использования инфраструктуры и не дают блокировать мощности:

- качай используй или плати (плата за зарезервированные мощности);

- используй или теряй.

Целевая модель рынка газа появилась в 2011 году концептуальное представление не является юридически обязательным документом.

Ключевые идеологемы 2-й, 3-й Газовых Директив ЕС	Порождаемые ими проблемы (доп. риски для инвестиций и торговли)
Сегментация ВИНК -конкуренция	Контрактное несоответствие (долгосрочный контракт на поставку vs. долгосрочный доступ к трубе) 2 разных рынка-разбалансировка
Обязательный доступ третьих сторон (ОДТС) к газотранспортной инфраструктуре	Финансируемостьинвестпроектов (ОДТС противоречит проектному финансированию). Большинство соединительных трубопроводов были построено на изъятии из правил 2 и 3 энергопакета, чтобы обеспечить гарантии финансируемостиинвестпроектов.
Переход от ДСЭГК к спотовой торговле	Волатильность / предсказуемость цен; биржевые котировки утрачивают роль ценового ориентира для производственных компаний и проектных инвесторов.

Внутри ЕС понятие транзит отменено. Разное регулирование рынков-несоответствие продолжительности контрактов.

Задача - сформировать единый рынок без барьеров. Сформированы хабы с разным уровнем ликвидности, измеряемый показателем черн - соотношение между объемами, выставленными на торги, и фактически поставленными с данной торговой площадки.

В зону меньше 2000 в рознице и в оптовой сфере попадает только лишь на границу этой зоны Германия и Великобритания- благодаря маневру правительства.

Как оценивает сам европейский бизнес ликвидность площадок – чтобы отнести площадку к ликвидной нужен не только уровень черна, но и торговый горизонт должен быть 36 месяцев по каждому продукту, ка минимум 15 сделок в день по каждому продукту в день на каждом хабе и торговый горизонт 36 месяцев и объем газа (120).

Ø Долгосрочные поставки (основная / базисная нагрузка):

более гибкие ДСЭГК (по отбору контрактных объемов, ценовой формуле и механизмам ее адаптации)

+ долгосрочный доступ к трубе (открытая подписка / openseason) на весь срок и весь объем ДСЭГК

+ модифицированные формулы стоимости замещения газа (индексация цены газа в привязке не только к нефтяным котировкам). Учет рисков и неопределенностей для этого сегмента рынка по началу отсутствовал в ЦМРГ ЕС => эти вопросы добавляются пошагово в ЦМРГ по итогам консультаций и «технических» дискуссий с российской стороной

Ø Краткосрочные поставки (дополнительная / пиковая и полупиковая нагрузка):

спотовые контракты

+ фьючерсные котировки
(биржевые ценовые индексы). Первоначальные варианты ЦМРГ ЕС охватывали только этот сегмент рынка, долгосрочные поставки и связанные с ними риски и неопределенности оставались вне зоны учета обоснованных интересов участников рынка.

1 сценарий –максимально либеральный рынок все на спот, договорились, что так будет устроена часть рынка. Цена двигается в сторону более низкую.

2 сценарий – сохранение нефтепродуктовой индексации, необходимо идти через систему скидок.

3 сценарий – убрать мазутный компонент и оставить привязку к легким фракциям. Цена будет расти.

4 сценарий – включение в формулу цены экологического компонента приведет к тому, что большими налогами будет облагаться уголь и меньшими газ.

5 сценарий – адаптация ценовых формул, но уход от чистой нефтепродуктовой индексации, включение спотовых котировок.

Отказались поставлять конечным потребителям без посредников – так как нужны большие затраты, наш газ теряет конкурентоспособность с углем и ВИЭ.

Через систему административных обязательств – конечным покупателям запрещено иметь долгосрочные контракты, потому что они на рынке с избытком предложения, поэтому введено лимитирование сроков, на которые можно контракты заключать. Происходит ценовой разрыв.

Запускается маховик понижения цены.

Если сохраняется 3-звенная структура – не обязан Газпром вести все свои сделки через оптового потребителя, третий пакет дает возможность поставлять конечному потребителю.

ЛЕКЦИЯ 11-12

• Украина: Евро-интеграция или СНГ-интеграция => эта «точка невозврата» была пройдена в 2004 г. => Евро-интеграция – фактический вектор развития Украины в сфере энергетики с тех пор =>

• С весны 2004 г. => Призывы Украины разделить контракты на поставку (экспорт на Украину) и на транзит через Украину и перейти на «Европейские формулы» в российско-украинской газовой торговле:

– Ожидания Украины: получить более высокие транзитные тарифы (ставки на транзит и цены были занижены). Украина сориентировалась на самые высокие тарифы в Европе.

– Фактические приобретения Украины: более высокие импортные цены на газ (когда переходили на европейские формулы, цены на нефть росли).

• С 2006/2009: несогласие Украины с формулой ценообразования и уровнем цены на ее основе в результате перехода к «Европейским формулам» => транзитные кризисы янв.’2006 и янв.’2009 явились результатом, помимо прочего, несогласия Украины с «Европейскими формулами» в контракте

• Ожидание дальнейших рисков, связанных с поставками из России => поиск множественных поставщиков => избежать монополии России как единственного поставщика =>

• Украина: экономические и правовые предпосылки для уменьшения зависимости от поставок газа из России:

– Экономические: Высокая импортная цена и нежелание Газпрома/России смягчить ценовую политику (сохранение/отказ от пересмотра модели ценообразования (нефтяная индексация) – но односторонние скидки с цены) стимулируют Украину к поиску:

• альтернативы российскому газу (на стороне предложения): внутренняя добыча – на суше/на море, сланцевый газ, импорт СПГ, реверс мощностей, ПХГ. Внутренняя добыча в Украине уменьшилась, реверс (экономическая выгода – есть обязательства бери или плати, каждый решает, что выгодно, отбирать газ или платить штрафные санкции за недобор, при переходе на новую модель организации рынка – основные мощности ПХГ Украины достаточно близко находятся к Европе).

• уйти от российского газа (на стороне спроса): замена газа углем, ядерной электроэнергией, экономия энергии, повышение энергоэффективности.

– Правовые: политика Евро-интеграции, членство в Договоре об Энергетическом Сообществе => применение на территории Украины европейского энергетического законодательства (Второго => Третьего энергопакетов ЕС) => юридическая обязанность Украины обеспечи(ва)ть альтернативные поставки, интерконнекторы, физический реверс мощностей, ОДТС, раздел НАК Нафтогаз Украины => НО: новые и дополнительные риски для транзита через Украину (как для РФ, так и для ЕС), в т.ч.: попытка смены модели транзитных поставок через Украину (закон 1416-а + «О санкциях») => переходный период (контрактное vs публичное право)

– Неправовые: нарушение контрактных обязательств: неплатежи за фактически поставленный газ, невыборка контрактных объемов

• «Точка невозврата» почти достигнута? Если еще нет (? ) – это только фактор времени, поскольку тенденция к уходу от российского газа носит на Украине необратимый характер?

⇐ Предыдущая 1 2 3 4 567 Следующая ⇒