3.1.2.3 Оценка экономического эффекта от использования своповых операций с СПГ

Для оценки экономического эффекта от использования своповых операций с СПГ было проведено моделирование своповых сделок, предполагающих операции обмена СПГ между проектами NLNG (Нигерия) и Atlantic LNCj(Г5) (Тринидад и Тобаго).

моделирования были использованы следующие значения удельных транспортных расходов для проекта Atlantic LNO (Т5): 0.9J S/MMBTU для поставки на рынок Европы и 1,8 S/MMBTU для поставки на рынок ATP [731.

Имитационное моделирование показало, что в случае, когда контрактные поставки проекта NLNG производятся только па европейский рынок, своповые операции между вышеназванными проектами нс осуществляются (хотя бы для одной из сторон-участников своповой операции такая сделка является неэффективной). Результаты моделирования для случая, когда СПГ проекта NLNG полностью контрактуется на рынке А ГР, приведены в Табл. 3.2. Как показали результаты исследования в данном случае возможность проведения своп о вы х сделок оказалась маловероятной (нс более 5% всех случаев), а экономический эффект от осуществления своповых операций незначительным (относительный прирост NPV менее 0,5% во всех сценариях).

Таблица 3.2 - Частота проведения своповых сделок и средний относительный прирост прибыли от их использования

3.7.3. Оптимизация направлений и объемов поставок СПГ проекта Qatargas Т4 в Катаре

Результаты имитационного моделирования для катарского проекта Qatargas Т4 приведены на Рис.

Таблица 3.3 - Зависимость ожидаемого значения NPV проекта Qatargas Т4 от способа реализации газа и цепового сценария

Наибольшее ожидаемое значение NPV данного проекта приносит

реализация СНГ на спотовом рынке на основе самоконтракгования (без

учета ограничений на допустимый уровень инвестиционного риска), в то

время как реализация СПГ по контракту без возможности

показывает наименьшее

осуществления контрактного арбитража

значение ожидаемого NPV (см. Рис. 3.5).

(в) высокие KOHTpaicrHbie цены

Рисунок 3.5. Зависимость ожидаемого значения NPV (млн. $) проекта Qatargas Т4 от доли объемов СПГ, поставляемого на спотовый рынок на основе самоконтрактовання (ось, ведущая вправо и вверх), и процентной доли прибыли контрагента от контрактного арбитража (ось, ведущая вправо и вниз).

Тот факт, что арбитражная торговля законтрактованным СПГ в сценарии высоких контрактных цеп нс дает значительного

преимущества перед вариантом самоконтракгования, как это происходит для проекта NLNG, объясняется относительно высокими ценами на азиатском спотовом рынке, которые в среднем мало отличаются от контрактных цен, а также относительно низких средних цен европейского спотового рынка, что приводит к получению гораздо меньшей прибыли от контрактного арбитража.

Исследования показали, что проект Qatargas Т4 при принятых допущениях является более рискованным ио сравнению с проектом NLNG. В связи с этим для данного проек та ограничение на допустимый уровень инвестиционного риска становится гораздо более значимым. Более высокий уровень инвестиционного риска проекта Qalargas Т4 объясняется его большей мощностью и, соответственно, большим влиянием рыночных рисков на денежный поток проекта.

При базовом ценовом сценарии ограничение на допустимый уровень инвестиционного риска может выполняться лишь при одновременном выполнении следующих условий:

доля контрагента в прибыли от контракти ого арбитража, нс должна превышать 44%. В противном случае независимо от доли проставок на спотовый рынок NPV-at-Risk будет в отрицательной зоне (см. Рис. 3.6 а);

доля поставляемых на спотовый рынок объемов СПГ на основе самоконтракгования, должна находиться в пределах 25-55% (см. Рис. 3.6а).

Красным отмечена нулевая линия уровня NPV-at-Risk. Синяя линия показывает оптимальную долю СПГ, поставляемого на спотовый рынок на основе самоконтракто вания при фиксированном распределении прибыли от контрактного арбитража с точки зрения максимизации ожидаемого значения NPV проек та.

Рисунок 3.6. Зависимость показателя NPV-Ht-Risk (млн. S) проекта Qatargas Т4 от процентной доли объемов СПГ, поставляемого на спотовый рынок на основе cavfoκoHτpaктования, и процентной доли прибыли контрагента, получаемой от контрактного арбитража

Исследования показали, что для сценария высоких енотовых цен доля контрагента в прибыли от контрактного арбитража не должна превышать 50%, а доля спотовых поставок может меняться от 25% до 60%, а для высоких контрактных цен доля контрагента в прибыли от

контрактного арбитража не должна превышать 95%, а доля спотовых поставок може т меняться от 18% до 62%.

Без учета ограничения на допустимый уровень инвестиционного риска при фиксированной доле контрагента в прибыли от контрактного арбитража максимальное ожидаемое значение NPV будет достигаться во всех сценариях в рамках исключительно спотовых поставок па основе самоконтрактования.

В области же приемлемого уровня инвестиционного риска такой максимум будет достигнут при наибольшей допустимой доле СПГ, реализуемой на спотовом рынке на основе самоконтрактования, которая показана синей линией на Рис. 3.6а - З.бв.

При чистом контрактном арбитраже тренд, связанный с изменением доли спотовых продаж, выражен не так ярко. Диверсификация поставок в этом случае позволяет несколько снизить разброс значений чистого дисконтированного дохода относительно тренда, однако затем и увеличением доли спотовых поставок этот разброс быстро увеличивается (см. Рис. 3.7). Такое изменение распределения чистого дисконтированного дохода объясняется большей волатильностью спотовых цен ио сравнению с контрактными пенами. Эти выводы справедливы для всех ценовых сценариев,

Рисунок 3.7. Зависимость распределения NPV (млн. $) проекта Qatargas Т4 от

процентной доли объемов СПГ, поставляемого па спотовый рынок на основе самоконтрактования в условиях применения контрактного арбитража (базовый сценарий)

Еще одним параметром, влияющим на ожидаемую доходность и риски проекта, помимо рассмотренных выше-доли СНГ', поставляемой па спотовый рынок на основе самоконтрактования, и доли прибыли компании от контрактного арбитража - является выбранный рынок, на котором целесообразно осуществлять контрактные поставки СПГ. Этот параметр даст определенную дополнительную возможность оптимизации поставок СПГ. Для простоты ниже мы предполагаем, что вся чистая прибыль от операций контрактного арбитража в проектах производства и реализации СПГ остается у поставщика СПГ.

Результаты моделирования распределения контрактных поставок между двумя региональными рынками сбыта (Европа и ATP) для проекта Qalargas Т4 в базовом ценовом сценарии представлены в Табл. 3.4 и на Рис. 3.8.

Таблица 3.4 - Зависимость ожидаемого значения NPV проекта

Qatargas Т4 от региона реализации газа по контракту (базовый сценарий)

Были рассмотрены пять сценариев реализации произведенного

СПГ:

1. поставки СПГ на енотовый рынок на основе самоконтрактования с использованием кри терия максимизации цены net back;

2. контрактные поставки СПГ на европейский рынок без использования арби тража;

3. контрактные поставки СПГ на европейский рынок с

использованием арбитража;

4. контрактные поставки CllT на рынок ATP без использования арбитража:

5. контрактные поставки СПГ па рынок ATP с использованием арбитража.

По результатам моделирования, контрактный арбитраж на европейском рынке сбыта оказывается предпочтительнее, чем контрактный арбитраж на азиатском рынке. На азиатском рынке спотовые цепы в среднем выше контрактных цен, поэтому вероятность осуществимости контрактного арбитража невысока. По этой причине разница между ожидаемыми значениями NPV в данном случае достаточно существенна и составляет 12%.

Как показали результаты исследования, 100%-е контрактование с последующим осуществлением контрактного арбитража, как только на азиатском, гак и только на европейском рынке сбыта не обеспечивает приемлемый уровень инвестиционного риска, что проиллюстрировано на Рис. 3.8 (синие области в нижнем левом и нижнем правом углу рисунка говорят о том, что при приближении доли европейского рынка в контрактных поставках к 0% и к 100% приводит к отрицательным значениям NPV-at-l