28. Особенности ценообразования на азиатском рынке природного газа и рынке природного газа снг

Ценообразование на азиатском рынке газа Первый СПГ был импортирован из Аляски в Японию в 1969 г. При отсутствии газопровода для доставки газа на североамериканские рынки СПГ был единственным вариантом коммерциализации газа из Аляски. Тот факт, что это было новое топливо для Японии, означал, что ни у покупателя, ни у продавца не было существенного опыта в том, чтобы договариваться о коммерческих условиях газовых поставок. Возможно, по этим причинам газ из Аляски продавался по цене 0,52 долл. США за млн BTU в течение 15 лет без индексации и поправок на инфляцию. Во втором японском контракте на поставки СПГ из Брунея, который начал действовать в 1972 г., цена была ниже, чем в контракте на газ из Аляски – 0,486 долл. США за млн BTU при доставке в терминалы регазификации в Токио и Осаке. И снова в контракте не было оговорено индексации, поправок на инфляцию или возможности досрочного пересмотра условий. Несмотря на первоначальные условия этих контрактов, «фиксированные» цены долго не продержались. Влияние резкого повышения цен на сырую нефть в 1973–1974 гг., возможно, объясняет последовательное увеличение цен на СПГ. Только после 1975 г. цены на СПГ начали двигаться в ногу с ценами на сырую нефть, и примерно в 1980 г. большинство контрактов было приведено в соответствие с ценами на разную сырую нефть, импортируемую в Японию. В Поправке 1987 г. к контракту между компаниями «Марафон» и «Токио Электрик/Токио Газ» цена была проиндексирована по средневзвешенной цене на смесь из 20 разных сортов (марок) сырой нефти, импортированной в Японию в предыдущем году.

Начиная с 1998 г., министерство финансов Японии начало публиковать ежемесячную статистику японских цен на сырую нефть. Эта практика продолжается и сегодня на сайте министерства.

Механизмы ценообразования на СПГ в Азии развивались на протяжении 40 лет со времени поступления в Японию первых поставок c проекта Kenai на Аляске. Привязка к ценам на нефть была введена после первого скачка нефтяных цен в 1973 г., и она оставалась во всех долгосрочных контрактах на поставки СПГ в Азию до начала 2012 г. Цены в большинстве контрактов, действовавших в конце 2011 г., были согласованы после 2000 г. В то время на рынке происходили тектонические сдвиги, которые нашли отражение в ценовых формулах.

ЯНК остается преобладающим индексом, хотя цены на сырую нефть марки Brent были введены, как минимум, в одном контракте на поставку со строящегося проекта, а индекс индонезийских цен на нефть по-прежнему используется в нескольких индонезийских контрактах. Цены, формируемые в торговых хабах (прежде всего, цена в Национальной точке балансирования в Великобритании), используются при установлении спотовых цен и цен на краткосрочные поставки в Азию.

Ценообразование на рынке газа СНГ.

В 1991 г., СССР экспортировала более 105 млрд куб. м.– чуть меньше 1/3 мировой газовой торговли. СССР поставил на экспорт в 2 раза больше газа, чем второй по величине экспортер – Канада.

В истории экспорта природного газа в Европу в период холодной войны выделяются как бы две разные территории: - страны Западной Европы; - социалистические страны – члены Совета экономической взаимопомощи (СЭВ), на долю которых приходилось 37 млрд куб. м. экспорта природного газа в 1991 г., что составляло более 10% мировой газовой торговли за тот год. После распада СССР и СЭВ потребовались новые договоренности по ценам на газ между РФ и бывшими странами-членами СЭВ , а также между советскими республиками, которые (за исключением прибалтийских стран) стали СНГ.

Цены на газ, экспортируемый СССР, привязывались по голландской схеме к рыночным ценам на нефтепродукты с тем лишь исключением, что в контрактах были предусмотрены более крупные поставки по принципу «бери или плати» вместо платы за пропускную способность трубопровода.

В 1990 г. была выдвинута инициатива сбыта газа напрямую потребителям через совместные предприятия вместо простой продажи газа на границах европейских стран. По примеру СП с Wintershall «Газпром» создал ряд СП в странах, где продавал газ. Он также скупил акции (в процессе приватизации) газовых компаний в прибалтийских странах (задолго до того, как они стали членами ЕС в конце 2000-х гг.) и в других местах.

Самым существенным соглашением о поставках газа внутри СНГ в 1990-е гг. был договор между «Газпромом» и Украиной от 1998 г. на поставку 52 млрд куб. м. российского газа по цене 50 долл. США за тыс. куб. м. (около 1,45 долл. США за млн BTU). Это было значительное снижение цены по сравнению с 1997 г., когда газ торговался по цене 80 долл. США за тыс. куб. м. (это привело к накоплению колоссальной задолженности). Около 30 млрд куб. м. из 52 млрд куб. м. поставлялось по бартеру за транзит российского газа в Европу, что, по- видимому, привело к резкому снижению транзитных пошлин, взимаемых Украиной.

В 2001 г. цены на газ, поставляемый сверх транзитных объемов, выросли до 80 долл. США за тыс. куб. м.  партнеры России отказаться от закупки газа сверх платы за транзит, тем более что тогда был доступен недорогой туркменский газ  реальные цены оставались на уровне 50 долл. США за тыс. куб. м. до середины 2000-х гг. Цены на российский газ для двух других западных стран СНГ существенно отличались, хотя объемы продаж и транзита были значительно ниже, особенно в случае Молдовы.

В западных странах СНГ (Украина, Беларусь и Молдова) «европейская» цена стала главным критерием, который используется «Газпромом» для определения цен на газ в 2000-х гг.

Хотя попытки «Газпрома» двигаться в направлении рыночных механизмов ценообразования то и дело срывались из-за проблем в двусторонней политике, к концу 2000-х гг. все три западные страны СНГ платили «европейские» цены, которые в два-три раза превышали внутренние российские цены на газ в начале 2010-х гг. Таким образом, эти страны стали ценным рынком для «Газпрома», свободным от посредников. «Газпром» заключил с ними долгосрочные контракты, которые позволяют ему получать своевременную оплату за поставки газа.

В 2012 г. переговоры «Газпрома» с белорусскими партнерами и отчеты о продолжающихся переговорах с украинскими партнерами говорят о том, что в обоих случаях имеет место отход от «европейских» цен (или, по крайней мере, от долгосрочных контрактов с привязкой к цене нефтепродуктов). Европейские цены больше не служат ориентиром для цен на газ, устанавливаемых для западных стран СНГ.