Kilkuletni kontrakt na dostawy LNG do Polski może być korzystny zarówno dla eksporterów z USA jak i dla nas. Zaletami polskiego rynku jest wiarygodność działających na nim podmiotów i realna chęć dywersyfikacji źródeł gazu – powiedział PAP trader, znający realia globalnego rynku LNG.
Jak zauważył rozmówca PAP, który pragnął pozostać anonimowy, na globalnym rynku obserwujemy tendencję do skracania kontraktów na dostawy. Za długoterminowy uważa się obecnie kontrakt 10-letni, średnioterminowa umowa to 5-7 lat. Kontrakty na dostawy gazociągami były nawet ponad 20-letnie, jak np. kontrakt jamalski.
Dynamicznie rośnie też rynek spot. Według danych International Gas Union, już ok. 30 proc. ilości skroplonego gazu jest sprzedawana na tym rynku. W ten właśnie sposób została kupiona pierwsza dostawa LNG z USA do Polski. Ceny spot są obecnie niższe niż w wielu dłuższych kontraktach.
Trader podkreślił jednak, że przeświadczenie, iż rynek spot jest tańszy od kontraktów długoterminowych jest błędne, wszystko bowiem zależy od aktualnej sytuacji. Obecnie na spot jest taniej, ale gdy ostatniej zimy awarii uległa jedna z wielkich instalacji skraplających w Australii, azjatyckie ceny na rynku spot natychmiast wystrzeliły do poziomów nie notowanych od kilku lat.
„Trwało to miesiąc lub półtora, ale ktoś, kto musiałby wtedy kupować na rynku spot, zapłaciłby bardzo dużo. Nie można więc powiedzieć, że rynek spot jest lepszy. Natomiast specjalne formuły w kontraktach długoterminowych służyły i nadal służą do łagodzenia właśnie takich krótkoterminowych wahań” – wyjaśnił rozmówca PAP.
Zauważył jednocześnie, że tego typu ryzyka cenowe przekładają się nie tylko na nabywcę gazu, ale i jego kontrahentów. Pytanie, czy nabywca chce się narazić na ryzyko takich wahań cenowych i czy jego odbiorcy również chcą się na takie wahania narażać – wskazał.
Tymczasem w kontraktach coraz powszechniejsze stają się zapisy zapewniające szeroko pojętą elastyczność. Umowa może na przykład zawierać mechanizm na wypadek, gdy kupiec nie chce w danym momencie – z najróżniejszych przyczyn – odbierać ładunku skroplonego gazu. Wtedy, korzystając z elastycznego kontraktowego mechanizmu, wspólną decyzją sprzedawcy i kupującego można przekierować statek na inny rynek, gdzie akurat gaz ma lepszą cenę, a dostawca i odbiorca dzielą się zyskiem z takiej operacji.
Ograniczeniem tego typu transakcji jest czas dotarcia na inny rynek, bo ładunek nie powinien „zajmować” statku dłużej, niż to pierwotnie przewidziano. Amerykański gaz płynie do Europy około dwóch tygodni. W tym samym czasie statek może dotrzeć najwyżej do Ameryki Południowej, ale nie zdąży dopłynąć do Azji, gdzie tradycyjnie ceny są najlepsze.
Dla amerykańskich producentów LNG kilkuletni kontrakt z Polską może też być pożądany z innych względów. Jak wskazał trader, firmy z USA budują terminale skraplające głównie w formule project finance, co oznacza, że dla zorganizowania finansowania tak dużej inwestycji jest wskazane posiadanie portfela co najmniej średnioterminowych kontraktów. Dla inwestora finansowego są one jakąś gwarancją spłaty długu oraz uzyskania zwrotu z inwestycji. Przy czym duzi odbiorcy takie kontrakty podpisują dziś niechętnie. Np. Japończycy i tak mają ich nadmiar, a dodatkowym problemem dla nich jest liberalizacja tamtejszego rynku energii. Z kolei Chińczycy mogą mieć alternatywę w postaci dostaw gazu z Rosji.
Można podpisać kontrakt z firmami z krajów, gdzie obecnie dynamicznie rośnie popyt na gaz, np. z Indii, Pakistanu czy Bangladeszu, ale dla banku inwestycyjnego z USA wiarygodność niektórych tamtejszych odbiorców może nie wyglądać najlepiej – uważa trader. Tymczasem, jego zdaniem, kontrakt z polską dużą firmą w oczach amerykańskiej instytucji finansowej posiada znacznie wyższą jakość, czy też wiarygodność. Między innymi dlatego, że Polska chce realnie przeprowadzić dywersyfikację i zależy jej na nowym źródle dostaw, co w oczach Amerykanów jest dodatkową przewagą – podkreślił rozmówca PAP.
Wskazał jednocześnie na potencjalne przeszkody w napływie gazu z USA do Europy. Przede wszystkim amerykański eksporter gazu nie może ignorować faktu, że na ten sam gaz jest rynek na miejscu. Stąd mniejsze pole manewru przy ustalaniu ceny w stosunku do państw, które zajmują się eksportem, ale same nie mają popytu na takie ilości, jakie wydobywają.
Kolejnym problemem jest brak korelacji między indeksami cenowymi w USA i w Europie. Amerykański eksporter kupuje gaz według indeksu Henry Hub i w oparciu o ten sam indeks chciałby zapewne sprzedawać do Europy. Europejski kupiec z kolei sprzedaje dalej gaz po cenach powiązanych z europejskimi indeksami, na przykład holenderskim TTF – wyjaśnił trader. Ponieważ te indeksy nie są ze sobą powiązane, bo ceny po obu stronach Atlantyku kształtują się obecnie niezależnie, ktoś, kto kupuje po cenie amerykańskiej, a sprzedaje po europejskiej, wystawia się w długoterminowym kontrakcie na istotne ryzyko cenowe – zauważył rozmówca PAP.
Jak dodał, negocjacje tego typu kontraktów, przy takiej liczbie zmiennych zapewne muszą trwać miesiącami. Jednak, w jego ocenie, ostatecznie możliwe jest takie porozumienie, które będzie korzystne dla obu stron, tj. sprzedawcy zagwarantuje dochód, odbiorcy da możliwość realizowania marży handlowej, a obu stronom dostarczy mechanizmy dla skutecznego zarządzania ryzykiem niekorzystnego ukształtowania się spreadów.
Polska Agencja Prasowa
