23 января 2015 Однако
О том, что, пользуясь случаем, Китай подкупает нефть для своих стратегических запасов, сказано уже не раз. Но это далеко не единственный способ, позволяющий связать «лишние» на данный момент баррели нефти.
Так, например, все последние годы активно развивается система коммерческих хранилищ (используемых для торговых операций), которые располагаются часто и за пределами территории самой КНР. К примеру, китайская Sinopec строит хранилища на острове, принадлежащем Индонезии. Кроме того, внимание и продавцов, и покупателей нефти привлекает возможность строительства подобных объектов в районе известного порта Фуджейра. (Его известность связана с выгодным расположением: он находится по эту сторону Ормузского пролива.) То есть нефть из них может быть задействована в случае потенциальной напряжённости в регионе, когда танкеры не смогут проходить пролив
Для удобства торговли хранят свою нефть в Азии и сами производители. Например, Саудовская Аравия арендует мощности по хранению нефти в Японии (а у самой Японии приоритет к доступу к этой нефти в случае чрезвычайной ситуации).
Участвуют в аналогичных схемах и другие азиатские импортёры (Южная Корея, Индия) и ближневосточные экспортёры (ОАЭ, Кувейт). Подробный материал о развитии этих объектов предоставляет агентство Platts (русский перевод см. здесь).
Курс на создание взаимозависимости через подобную систему хранилищ (используемую в первую очередь для торговых операций) стал ещё одним фактором, позволяющим ближневосточным производителям удержать азиатский рынок в условиях обострившейся конкуренции.
И хотя этот сюжет говорит в первую очередь о долгосрочных тенденциях, регулярный ввод в эксплуатацию таких коммерческих хранилищ добавил дополнительные объёмы мощностей для хранения. А это позволяет импортёрам подкупить дополнительные объёмы нефти по низкой цене, экспортёрам — придержать их в своих запасниках, надеясь на повышение цен.
Нефтяные рынки: время плавучих хранилищ
Для тех трейдеров, которые не обладают возможностями доступа к подобным хранилищам или набили свои стационарные запасники под завязку, остаётся один вариант — аренда плавучих хранилищ, то есть нефтяных супертанкеров.
Этот механизм включается, если стоимость контракта на поставку нефти через несколько месяцев превышает текущие котировки на сумму большую, чем стоимость аренды танкера.
Так, например, цена фьючерса на поставки нефти марки Brent в августе в настоящее время составляет 55,6 долл. за баррель, премия к цене поставки в феврале составляет 6,75 долл. По оценкам участников рынка, этой разницы уже достаточно, чтобы нанять супертанкеры для полугодового хранения нефти, а еще и заработать.
В ближайшие месяцы ожидается, что на такое хранение будет помещено до 60 млн баррелей нефти. Казалось бы, объёмы невелики — сопоставимы с ежедневным мировым спросом на нефть.
Но, как известно, для цены крайне важно превышение спроса над предложением. И если сейчас, как считается, это превышение спроса составляет 2 млн баррелей в день, то 60 млн позволят снимать эту напряжённость в течение двух месяцев. Соответственно, явление купирует дальнейшее падение нефтяных цен, но будет сдерживать их восстановление (когда нефть из плавучих хранилищ пойдёт на рынок).
Этот метод нефтяного хранения, конечно, не новинка. Похожая ситуация на рынке встречалась и ранее. А после снижения нефтяных цен в конце 2008 года (до 40 долл. за баррель) были зафиксированы рекордные объёмы нефти в плавучих хранилищах — 100 млн баррелей.
Газовые рынки: с хранением всё сложнее
С газом ситуация выглядит совсем по-другому. Сжиженный природный газ (СПГ) серьёзно здесь рассматривать не стоит — подобное хранение СПГ в танкерах используется в исключительных случаях. Аренда таких газовозов крайне дорога, а топливо ещё и испаряется (0,1–0,15% от суммарного объёма в день). В штатном режиме эти испаряющиеся объёмы используются в качестве судового топлива. (Системы с ресжижением и обратной закачкой испаряющегося газа стоят на некоторых катарских газовозах, но широкого распространения этот вариант так и не получил.)
С трубопроводным газом попроще. Но и там есть свои особенности.
Во-первых, цикл закачки-отбора в подземное хранилище газа стоит денег. Да и лишнего места, как правило, нет — хранилища рассчитаны в первую очередь на обеспечение зимнего пикового спроса. Поэтому «играть» можно по большому счёту только на небольших объёмах, в той или иной степени вовлечённых в сезонные изменения потребления.
Второй момент — цены на газ по долгосрочным контрактам следуют за нефтяными ценами с лагом в 6–9 месяцев. Это позволяет покупателям практически со 100%-ной точностью прогнозировать стоимость газа чуть ли не на полгода-год вперёд и исходя от этого строить свои планы.
В результате, что мы сейчас видим на европейском рынке? На фоне теплой погоды Европа очень активно отбирает газ из своих ПХГ – в среднем по 500 млн кубометров в день, по сравнению с 200 млн годом ранее. Ссылаться на фактор реверсной «помощи» Украине можно, но это не объясняет всю разницу – ведь реверс это всего 30 млн в сутки.Кстати, синхронно снизился и объем российского экспорта в Западную Европу - до 150 млн кубометров в сутки по сравнению с 300 млн в сутки - год назад.
Логика европейских владельцев газа из ПХГ вероятно объясняется следующим образом. Напомним, что европейские газовые компании одновременно и поднимают газ из хранилищ, и импортируют топливо. А газа сейчас в хранилищах много. И он уже в любом случае оплачен. Но цены на текущий импорт трубопроводного газа еще упали недостаточно сильно (напомним о ценовом лаге). Поэтому лучше потратить сейчас по максимуму газ из ПХГ, снизив импорт. А летом восстановить объемы в хранилищах, закупив газ по минимальным ценам, которые к тому времени снизятся в полной мере.
Европейский метод в украинских реалиях
Любопытно, что тот же самый фокус, похоже, решила повторить за Европой и Украина. Поэтому – что мы недавно обсуждали – она выбирает по минимуму российский газ, и пользуется газом из ПХГ, создавая таким образом себе потенциальные проблемы к окончанию отопительного сезона. Но повторить фокус не удастся.
Формальная аргументация абсолютно такая же. Зачем покупать сейчас у России дорогой газ, если потом будет дешевле? На деле ситуация сильно отличается. Хорошие запасы газа в ПХГ Европы позволят неспешно отбирать газ в течение всего отопительного сезона, не создавая дополнительных рисков.
Но на Украине, даже при нынешних темпах отбора, к окончанию сезона газ из ПХГ всё равно закончится: придётся массово закупать российский. Отопительный сезон завершается не ранее конца марта, а новые цены на газ будут только со второго квартала. Хотя, казалось, «Нафтогаз» мог бы купить сейчас больше российского газа, оставив топливо в ПХГ про запас. А потом потратить его в конце сезона (отменив российский импорт), если вдруг он окажется неиспользованным. Ведь от перемены мест слагаемых сумма не меняется.
Зато активное опустошение хранилищ позволит нам стать наблюдателями редкого эксперимента — как ведут себя ПХГ (то есть какие максимальные суточные объёмы можно извлекать) в условиях минимального уровня запасов.
Так, например, все последние годы активно развивается система коммерческих хранилищ (используемых для торговых операций), которые располагаются часто и за пределами территории самой КНР. К примеру, китайская Sinopec строит хранилища на острове, принадлежащем Индонезии. Кроме того, внимание и продавцов, и покупателей нефти привлекает возможность строительства подобных объектов в районе известного порта Фуджейра. (Его известность связана с выгодным расположением: он находится по эту сторону Ормузского пролива.) То есть нефть из них может быть задействована в случае потенциальной напряжённости в регионе, когда танкеры не смогут проходить пролив
Для удобства торговли хранят свою нефть в Азии и сами производители. Например, Саудовская Аравия арендует мощности по хранению нефти в Японии (а у самой Японии приоритет к доступу к этой нефти в случае чрезвычайной ситуации).
Участвуют в аналогичных схемах и другие азиатские импортёры (Южная Корея, Индия) и ближневосточные экспортёры (ОАЭ, Кувейт). Подробный материал о развитии этих объектов предоставляет агентство Platts (русский перевод см. здесь).
Курс на создание взаимозависимости через подобную систему хранилищ (используемую в первую очередь для торговых операций) стал ещё одним фактором, позволяющим ближневосточным производителям удержать азиатский рынок в условиях обострившейся конкуренции.
И хотя этот сюжет говорит в первую очередь о долгосрочных тенденциях, регулярный ввод в эксплуатацию таких коммерческих хранилищ добавил дополнительные объёмы мощностей для хранения. А это позволяет импортёрам подкупить дополнительные объёмы нефти по низкой цене, экспортёрам — придержать их в своих запасниках, надеясь на повышение цен.
Нефтяные рынки: время плавучих хранилищ
Для тех трейдеров, которые не обладают возможностями доступа к подобным хранилищам или набили свои стационарные запасники под завязку, остаётся один вариант — аренда плавучих хранилищ, то есть нефтяных супертанкеров.
Этот механизм включается, если стоимость контракта на поставку нефти через несколько месяцев превышает текущие котировки на сумму большую, чем стоимость аренды танкера.
Так, например, цена фьючерса на поставки нефти марки Brent в августе в настоящее время составляет 55,6 долл. за баррель, премия к цене поставки в феврале составляет 6,75 долл. По оценкам участников рынка, этой разницы уже достаточно, чтобы нанять супертанкеры для полугодового хранения нефти, а еще и заработать.
В ближайшие месяцы ожидается, что на такое хранение будет помещено до 60 млн баррелей нефти. Казалось бы, объёмы невелики — сопоставимы с ежедневным мировым спросом на нефть.
Но, как известно, для цены крайне важно превышение спроса над предложением. И если сейчас, как считается, это превышение спроса составляет 2 млн баррелей в день, то 60 млн позволят снимать эту напряжённость в течение двух месяцев. Соответственно, явление купирует дальнейшее падение нефтяных цен, но будет сдерживать их восстановление (когда нефть из плавучих хранилищ пойдёт на рынок).
Этот метод нефтяного хранения, конечно, не новинка. Похожая ситуация на рынке встречалась и ранее. А после снижения нефтяных цен в конце 2008 года (до 40 долл. за баррель) были зафиксированы рекордные объёмы нефти в плавучих хранилищах — 100 млн баррелей.
Газовые рынки: с хранением всё сложнее
С газом ситуация выглядит совсем по-другому. Сжиженный природный газ (СПГ) серьёзно здесь рассматривать не стоит — подобное хранение СПГ в танкерах используется в исключительных случаях. Аренда таких газовозов крайне дорога, а топливо ещё и испаряется (0,1–0,15% от суммарного объёма в день). В штатном режиме эти испаряющиеся объёмы используются в качестве судового топлива. (Системы с ресжижением и обратной закачкой испаряющегося газа стоят на некоторых катарских газовозах, но широкого распространения этот вариант так и не получил.)
С трубопроводным газом попроще. Но и там есть свои особенности.
Во-первых, цикл закачки-отбора в подземное хранилище газа стоит денег. Да и лишнего места, как правило, нет — хранилища рассчитаны в первую очередь на обеспечение зимнего пикового спроса. Поэтому «играть» можно по большому счёту только на небольших объёмах, в той или иной степени вовлечённых в сезонные изменения потребления.
Второй момент — цены на газ по долгосрочным контрактам следуют за нефтяными ценами с лагом в 6–9 месяцев. Это позволяет покупателям практически со 100%-ной точностью прогнозировать стоимость газа чуть ли не на полгода-год вперёд и исходя от этого строить свои планы.
В результате, что мы сейчас видим на европейском рынке? На фоне теплой погоды Европа очень активно отбирает газ из своих ПХГ – в среднем по 500 млн кубометров в день, по сравнению с 200 млн годом ранее. Ссылаться на фактор реверсной «помощи» Украине можно, но это не объясняет всю разницу – ведь реверс это всего 30 млн в сутки.Кстати, синхронно снизился и объем российского экспорта в Западную Европу - до 150 млн кубометров в сутки по сравнению с 300 млн в сутки - год назад.
Логика европейских владельцев газа из ПХГ вероятно объясняется следующим образом. Напомним, что европейские газовые компании одновременно и поднимают газ из хранилищ, и импортируют топливо. А газа сейчас в хранилищах много. И он уже в любом случае оплачен. Но цены на текущий импорт трубопроводного газа еще упали недостаточно сильно (напомним о ценовом лаге). Поэтому лучше потратить сейчас по максимуму газ из ПХГ, снизив импорт. А летом восстановить объемы в хранилищах, закупив газ по минимальным ценам, которые к тому времени снизятся в полной мере.
Европейский метод в украинских реалиях
Любопытно, что тот же самый фокус, похоже, решила повторить за Европой и Украина. Поэтому – что мы недавно обсуждали – она выбирает по минимуму российский газ, и пользуется газом из ПХГ, создавая таким образом себе потенциальные проблемы к окончанию отопительного сезона. Но повторить фокус не удастся.
Формальная аргументация абсолютно такая же. Зачем покупать сейчас у России дорогой газ, если потом будет дешевле? На деле ситуация сильно отличается. Хорошие запасы газа в ПХГ Европы позволят неспешно отбирать газ в течение всего отопительного сезона, не создавая дополнительных рисков.
Но на Украине, даже при нынешних темпах отбора, к окончанию сезона газ из ПХГ всё равно закончится: придётся массово закупать российский. Отопительный сезон завершается не ранее конца марта, а новые цены на газ будут только со второго квартала. Хотя, казалось, «Нафтогаз» мог бы купить сейчас больше российского газа, оставив топливо в ПХГ про запас. А потом потратить его в конце сезона (отменив российский импорт), если вдруг он окажется неиспользованным. Ведь от перемены мест слагаемых сумма не меняется.
Зато активное опустошение хранилищ позволит нам стать наблюдателями редкого эксперимента — как ведут себя ПХГ (то есть какие максимальные суточные объёмы можно извлекать) в условиях минимального уровня запасов.
http://www.odnako.org/ Источник
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией | При копировании ссылка обязательна | Нашли ошибку - выделить и нажать Ctrl+Enter | Жалоба