В мире добывается большое количество различных сортов нефти, и для удобства торговли выделены маркерные сорта, определяющие баланс спроса и предложения для данного региона. Цены на остальные сорта определяются через дифференциалы к маркерным.
Исторически сложилось, что Brent является одним из основных маркерных сортов, определяющим цены на две трети от всей торгуемой в мире нефти, хотя объем его добычи гораздо меньше, чем, например, Saudi Arabian. Добыча Brent ведется в Норвежском море с 1976 г. Пик добычи пришелся на 1984 г. и составил 500 тыс. барр. в сутки.
В США маркерным сортом служит WTI. Однако на NYMEX принято ссылаться на 'light, sweet crude', имея в виду физические характеристики, а не конкретный сорт нефти.
В Персидском заливе отсчет ведется от цены на сорт Dubai, одного из немногих сортов, имеющих развитый спот-рынок.
Картель ОПЕК оперирует при расчетах своим собственным индексом - "корзиной ОПЕК". Он представляет собой смесь сортов нефти: алжирского Saharan Blend, индонезийского Minas, нигерийского Bonny light, саудовского Arab light, Dubai из ОАЭ, венесуэльского Tia Juana и мексиканского Isthmus (хотя Мексика не является членом ОПЕК).
В действительности разница между этими маркерными сортами невелика и их цены сильно коррелируют друг с другом.
В прошлом цены на нефть определялись "официально" странами-экспортерами и в основном заключались только долгосрочные контракты. Хотя спот-рынки существовали с 60-х годов, на их долю вплоть до 80-х приходилось лишь 3-5% всего объема торговли нефтью. Отношение к ним изменилось после ряда кризисов, таких, как эмбарго 1973 г. и иранская революция 1979 г., в результате которых "официальные" цены стали достаточно часто меняться, сильно коррелируя с ценами на спот-рынках. Доля долгосрочных контрактов сократилась. После очередного кризиса в 1986 г. ведущие страны-экспортеры ввели в обиход маркерные сорта и стали рассчитывать цены на их основе. Например, цена саудовской нефти отсчитывалась от сорта ANS до 1994 г. и от WTI - после.
В марте 1983 г. NYMEX стала торговать фьючерсами на WTI. В течение первого года среднедневной объем торгов возрос до 10 тыс. контрактов (каждый контракт подразумевал покупку/продажу 1000 барр. нефти). Благодаря успешному опыту NYMEX и отмене ОПЕКом "официальных" цен в конце 80-х начались торги фьючерсами на Brent на LIPE. Правда, в отличие от WTI фьючерсы на Brent не предусматривали возможности физической поставки, ограничиваясь денежным расчетом. Уже в 90-х годах нефтяные фьючерсы входили в лидирующую пятерку по объему открытых позиций. Так, в 2000 г. по контракту Light Sweet на NYMEX было зарегистрировано в среднем 460 тыс. открытых позиций, а объем торгов составил 150 тыс. контрактов в день, по Brent на LIPE - 270 тыс. и 70 тыс. соответственно. Объем операций только по этим двум контрактам превысил более половины всего объема нефтяных торгов.
Проблема в том, что объем добычи маркерных сортов, будь то WTI или Brent, с каждым годом падает. Исчерпание сырьевой базы ведет к уменьшению ликвидности спот-торговли каждым сортом, что через механизм арбитража негативно влияет на рынок фьючерсных контрактов, в итоге приводя к искажениям в дифференциалах.
В принципе нельзя сказать, какой минимальный уровень добычи обеспечит целостность структуры нефтяного рынка. Так, до замены в США маркерного сорта ANS на WTI рынок некоторое время существовал без спот-торговли маркерным сортом. Почти вся нефть продавалась в Калифорнии, лишь единичные поставки осуществлялись в Мексиканский залив и то в рамках внутрифирменных поставок. Котировки целиком определялись на основе журналистских отчетов, базировавшихся на ожиданиях трейдеров, причем были вполне приемлемы. Это, конечно же, достаточно условный пример.
К тому же, поскольку Brent добывается в море (отгрузка товара осуществляется в порту Sullom Voe), понятия спот-цены для него фактически не существует, поэтому котировки основываются на данных форвардных торгов. Так, агентство Platts ведет котировки Dated Brent и 15-day Brent. Разница между ними связана с условиями поставки: Dated Brent включает сделки по реальным поставкам, которые будут осуществлены в период от 7 до 15 дней от данного момента, а в случае отсутствия конкретных дат поставки учитываются как контракт на 15-day Brent с месячным шагом.
Типичный объем загрузки одной баржи - 500 тыс. барр., что при среднесуточной добыче сорта Brent в 400 тыс. барр. соответствует примерно 24 баржам в месяц. В среднем на Dated Brent приходится 6 барж; это достаточно мало и может приводить к искажению реальных цен.
Для того чтобы сгладить эти искажения, Platts расширило определение Brent Dated (38,5? API, 0,36% S, добыча 400 тыс. барр./сут., оператор Shell), начав учитывать данные по торгам близкими по характеристикам сортами Forties (41,5-42,5? API, 0,25-0,30% S, добыча 300 тыс. барр./сут., оператор BP) и Oseberg (35,9? API, 0,32% S, добыча 400 тыс. барр./сут., оператор Norsk Hydro). Суть изменений сводится к тому, что в нормальных условиях котировка отражает результаты торгов сортом Brent, а в случае искажений определяется результатами торгов по всем трем сортам, причем степень влияния каждого зависит от ликвидности торгов. Но поскольку уровень добычи на Северном море уже преодолел свой максимум и сейчас находится на спаде, попытка сохранить ликвидность маркера Brent за счет увеличения количества учитываемых сортов будет приводить к усложнению расчетов и потере наглядности. Очевидно, что подобное решение может быть только временным. Последнее нововведение вызвало напряженные споры.
В Platts это понимают и вводят в последнее время все больше новых котировок. Так, с начала года появился Long Dated Brent. А с 3 июня агентство начало оценивать торги нефтью сорта Urals, отгружаемой в портах Черного и Балтийского морей в пределах 7-20-суточного окна. В среднем ежедневный экспорт из России через порты Новороссийска, Туапсе, Одессы, Вентспилса, Бутинге и Приморска составил в 2001 г. 1,3 млн барр., что сопоставимо с суммарным объемом добычи сортов Brent, Forties и Oseberg. По сути, то, что предложено агентством Platts, а именно - составной индекс, уже давно применяется в России и не вызывает никаких неудобств при торговле. Нефть, добываемая на различных месторождениях, попадает в общий нефтепровод, а АК "Транснефть" следит за тем, чтобы получившаяся в результате смесь обладала необходимыми характеристиками. В пользу Urals говорит и то, что Россия является одним из основных поставщиков нефти в Европу. Исходя только из доказанных запасов и при уровне добычи 400 млн тонн в год Россия сможет добывать нефть 25-30 лет.
Но у существующей системы есть ряд недостатков. Во-первых, "Транснефть" - государственная компания и, возможно, будет долго оставаться таковой. Этот недостаток малозаметен, пока действует принцип равнодоступности к трубе и транспортировка нефти по нефтепроводу остается самым дешевым способом доставки. Также стоит упомянуть, что "Транснефть" - достаточно закрытая компания. Но в последнее время и здесь наметился прогресс: компания получила кредитный рейтинг, стала раскрывать свои финансовые показатели.
Во-вторых, отсутствует "банк качества" нефти, что ставит добывающие компании в неравные условия. Отчасти это уже привело к ухудшению качества поставляемой нефти, о чем в последнее время представители "Транснефти" заявляли не раз. Сокращение экспорта в начале 2002 г. через "Транснефть" на 150 тыс. барр. привело к увеличению поставок за рубеж железнодорожным транспортом. Неудивительно, что эта часть экспорта оказалась менее сернистой и более легкой.
В-третьих, что более существенно, конкурентом российской Urals на европейском рынке является близкая по характеристикам иракская нефть сорта Kirkuk. А поскольку Ирак варьирует свой экспорт в достаточно широком диапазоне, это приводит к "сезонным" смещениям цены Urals.
Но даже при всех имеющихся недостатках Urals - основной претендент на роль маркерного сорта в Европе.
Автор: А.Кучаев, институт финансовых исследований
