Иван Дреновички: Има тенденция цените на природния газ през зимата да бъдат около и над 250 евро/мвтч

Г-н Дреновички, вие като експерт има поглед върху редица пазари на газовия фронт. Не случайно казвам газов фронт, след като сега се води битка при компаниите за слотове за доставка, за цени и за доставчици. Очаквате ли тази картина с елементи на паника да продължи?

Наистина има извънредна ситуация на пазарите на природен газ, конкретно в рамките на ЕС. Извънредната ситуация настъпи още преди началото на военните действия в Украйна. Бяхме свидетели още в средата на миналата година на една изключително голяма волатилност на цените на организираните борсови пазари в Европа, включително и на борсовия пазар, чийто индекс са свързани повечето от регионалните пазари. Говоря за холандския пазар  Title Transfer Facility (TTF). И наблюдаваме волатилност започвайки в средата на миналата година с цени от 20-25 евро/мвтч за природен газ, а октомври тези нива минаха 170 евро/мвтч и достигаха до малко под 200 евро/мвтч. Това се случи в рамките на втората част на полугодието на миналата година.

Това показва волатилността, но същевременно показа и зависимостта на Европа от доставки на руски природен газ. В по-голямата си част, независимо от по-ниския добив на територията на Норвегия с различни изявления, този TTF индекс варираше в сериозен мащаб. То не беше сертифициране на газопровода „Северен поток 2“, не бе ограничаване на доставките и други. Този процес започна преди военните действия, а след започване на операцията в Украйна, разбираемо имаме още по-извънредна ситуация. И тя се дължи в случая главно на указа на руския президент Владимир Путин по отношение на разделянето на държавите на приятелски и неприятелски. Вследствие на което бяха ограничавани и все още се ограничават доставките на руски природен газ с оглед механизма за заплащане.

По отношение на слотовете и капацитетите е хубаво да се знае, че газовата година в Европа не съвпада с календарната. Началото на газовата година е на 1 октомври. Съответно разпределението на капацитетите на различните терминали е съпоставимо като действие както е при различните входно-изходни точки при тръбния газ. Тоест разпределението на различните терминали, включително на съществуващия и действащ терминал Ревитуса в Гърция, се разпределя на годишна база през предходната година. Така например за Ревитуса, който е собственост и се оперира от гръцката газопреносна компания DESFA, има срок за резервиране на капацитет на годишна база за следващата година. Този срок е 31 октомври тази година. Тук е много важно да се разбере, освен времевия порядък за разпределение на капацитета, че тази година DESFA въведе възможността съответния капацитет да бъде заявяван и разпределян за по-дълъг период от време, за повече от една година. Това е изключително преимущество и е практика в по-голямата част от терминалите за регазификация. Целта е да може съответно разпределения капацитет да бъде основание за дългогодишни договори. В конкретния случай този период беше увеличен до пет години. Тоест ако трябва да се фокусираме за целите на българския пазар е напълно реално и възможно този капацитетен продукт за петгодишен период да бъде обвързан с доставка на природен газ от пет години.

Междудругото на европейския пазар и ЕК има становища, които са срещу дългосрочните договори, които са над 7,8 или 10 г. България ще има резервирани доставки на природен газ през LNG проекта в Александруполис. Но този терминал е плаващ и не е сравним със съоръжението в Ревитуса като технология, по която се разпределя капацитета. Но вследствие на извънредната ситуация и необходимостта от заместващи доставки там, където се налага, се получава и това търсене за слотове. А тези слотове са разпределени на годишна база. Разбира се има възможност и за допълнителни слотове, защото не винаги се разпределя целия капацитет на годишна база. Страната ни бе в състояние, в което по-голямата част от капацитета на Ревитуса бе разпределен.  И сега ако човек разгледа разписанието на терминала, което публично достъпно, ще види, че просто целия капацитет е разпределен предимно от гръцки компании, които са главно консуматори. Изключени прави държавната DEPA. Някои от тези компании имат и дългосрочни договори за доставка на тръбен газ от „Газпром експорт“.

Пет годишни доставки са си вид дългосрочен договор. Това не звучи никак зле за страната ни?

Казвам, че може да са за пет години, може и за две да е договора. Просто трябва да се стикова със започването на дейността на LNG терминала в Александруполис. Там държавната „Булгартрансгаз“ е акционер и нормално доставките да се насочат към „Булгаргаз“. Но терминалът още не е готов, но има механизъм за резервиране на капацитет за повече от една година. А и „Булгаргаз“ има такава възможност, защото резервирането на такъв капацитет предполага и съответните договори за продажба в България. Така компанията може да си позволи едно по-дългосрочно планиране от няколко години напред.

Логично звучи дългосрочното планиране, защото едва ли скоро ще може отново да видим цени от по 25 евро/мвтч.

По отношение на цените е интересен аспекта, защото наистина през 2019 г. имаше нива от порядъка на 15 евро/мвтч на TTF. А това сега ако трябва да го съпоставим с актуалните цени за доставка, то те са от около 150 евро/мвтч. Дори с отстъпката от 30 евро/мвтч това за август е значително по-висока цена. Средните нива на TTF борсата за август са около 170 евро/мвтч и от тях като се свали с 30 евро цената то доставките стават по около 140 евро/мвтч. Така че сметнете за какви огромни разлики става дума – от 15 евро/мвтч до 140 евро/мвтч доставка на същия терминал. Смисъла за подписване на един договор, по-дълъг от една година, е да се влезе в разговори с производители на природен газ само ако те са на база „себестойност плюс допълнение“. Защото едва ли като изключим от транспортните разходи за чартирането на LNG танкерите, то едва ли производствените разходи са скочили в такъв мащаб, че това да предполага едни такива огромни ценови разлики. При всички положения търговците на LNG гориво в момента реализират огромни печалби. И ако се влиза в разговори с производители смисълът е на контракт с производител е именно този – да се тръгне от договор за „производствени разходи плюс“ и да се гарантира плащането в лицето на „Булгаргаз“. Всеки един производител би се ангажирал така. И това е смисъла. Ако трябва да се закупува LNG на спотова база дали е производител или е реален LNG търговец, то единствената разлика ще е в цената.

Да, разликата е в доставчик и производител.

Всеки един реален LNG търговец със сигурност има дългосрочни договори с производители на втечнен природен газ. И ако през 2020 г. вследствие на COVID кризата имаше цени и под 10 евро/мвтч и пак имаше доставки на LNG. Те отново бяха през Ревитуса и капацитетът бе запълнен. Тоест ако един производител или търговец може да доставя природен газ на 8 евро/мвтч, то вие си сметнете разликата до пазарните цени. Тук говорим за едни трайно високи ценови равнища. Не е лошо един производител да печели, защото пък той трябва да връща взетите кредити за направените инвестиции. Но все пак смисълът за преговорите с производители е именно този – да се даде по-дълъг хоризонт и в максимална степен да се ограничи една такава момента волатилност, породена от един или друг фактор.

В момента предлагането на втечнен природен газ е по-голямо от възможността за регаизификация.

Тоест тясното място (bottleneck) е при терминалите?

Точно така. Това предполага, че всички компании, които имат капацитет за регазификация могат да си избират доставчик на втечнен природен газ. Това е самата действителност.

Значи в момента, борбата до 31 октомври ще е за слотове за доставки за следващата газова година. А тези слотове може да са и на по-високи цени?

Не, те няма да бъдат на по-високи цени. Тя е регулирана и всичко е ясно по отношеное на изискванията за резервиране на слот – както за депозити, така и за регазификация. Това е същото както ние в момента си имаме регулирана тарифа за нагнетяване в газохранилището в Чирен за добив и съхранение. Този бизнес за LNG е регулиран в Гърция и си има нормални тарифи, които са определени. То не зависи от търсенето. Разпределението на капацитета зависи по-скоро от разделението при търсенето по съответните дати и общото заявено количество по дни, месец или цялата година. Тоест там разходите са фиксирани и прогнозируеми. И резервирането зависи по-скоро от заявеното количество природен газ.

Според вас какво е текущото състояние на пазара и тенденциите за идните месеци? Говори се за ново покачване на пазарните цени през последното тримесечие на годината.

Вижда се реално и по организираните борсови пазари, включително и по ценовите равнище, които се постигат на Газов хъб „Балкан“. В момента при регулирана цена за месец август на „Булгаргаз“ от 298 лв./мвтч на газовата ни борса виждаме реализирани сделки от порядъка на 400 лв./мвтч. Тоест това е над 35% над регулираната цена. Това е показателно за пазарите в региона и главно за двата основни такива – в Румъния и Унгария, които са ликвидни. Там цените наистина са на много по-високи нива. Виждаме как в Унгария, която е с най-ликвиден пазар, и въпреки преференциалните цени, които унгарската държавна компания получава през България и Балкански поток, все пак виждаме ликвидност на унгарския пазар от порядъка на над 50 000 мвтч енергия изтъргувани на ден на нива над 230 евро/мвтч.

Сигурно и там тенденцията е за покачване?

Средните нива на TTF за месец август сега е от порядъка на 172 евро/мвтч. Ние вървим в момента за септември по същия този индекс да бъде на нива от порядъка на 210 евро/мвтч. Тоест със сигурност септември основният ценообразуващ индекс за българския пазар има увеличение. И така ние ще очакваме ново поскъпване, защото сме още в средата на август.

Ние виждаме до момента увеличение на индекса от 20%.

И това респективно ще повлияе на ценовото предложение на „Булгаргаз“.

Ако погледнем заявената цена на „Булгаргаз“ от около 315 лв./мвтч за септември и видим настоящата цена, то предложението е за увеличение от 6%. Тоест при индекс поскъпващ с 20%, ние да имаме само 6 на сто изглежда не толкова зле. Това са фактите, договорите са така структурирани. Изключение има само за дългосрочния договор за доставки от Азербайджан, който е подписан през далечната 2013 г. Тогава основните ценообразуващи компоненти бяха алтернативните горива – мазут и газьол. Така ние сега имаме това ценово преимущество. И този скок на цените, какъвто виждаме в цяла Европа и са базирани в по-голямата си част на TTF. Ако трябва да си вземем поука като говорим за пазарни механизми, то да видим Румъния, която е голям производител на природен газ. Там се добиват 10 млрд. куб. м природен газ на годишна база. Консумацията там е сходна, а потокът на синьото гориво в момента е от юг на север. Реално там говорим за свободен пазар, но реално това е скъп пазар.

И като говорим за пазарни механизми в България и структуриране на цената трябва внимателно да се изследват всички пазари в региона, каквито са унгарския и румънския, за да се види какво ще последва. Хубаво е да има т. нар. price convergence в рамките на един европейски пазар. Но дали това ще бъде добре за индустрията е ще спомогне ли за стимулира потреблението на природен газ. Това изисква много внимателен анализ на хората, които взимат решението. И е хубаво тези решения да се взимат съвместно с бизнеса, защото икономиката с предприятията ѝ може да бъде засегната. Там е нужно да имаме много внимателен подход по отношение на либерализирането на пазара.

Според мен „Булгаргаз“ има своето място в защита на пазара в полза на индустрията и бита – който иска и може да присъства на българския пазар, трябва да бъде изключително конкурентен гъвкав и да предлага условия, които да са просто по-приемливи за индустрията.

Това е важното, а не просто да либерализираме пазара и да кажем: „Цената в Европа е например 205 евро/мвтч и ние ще имаме такава цена“. Нашия пазар не е много голям в крайна сметка. България винаги е била държава, която транзитира природен газ, с оглед на географското си разположение и преносната система, която имаме. Сега се обърнаха посоките за пренос. Ние сме транзитьор, а не производител на природен газ. Имаме и действащ хъб „Балкан“, при положение, че имаме и приемлива цена за бизнеса. Това позволява да се стимулират и чисто борсови сделки, а това е добре.

Друг е въпроса чисто административно защо на краткосрочните договори трябва да минават през организиран борсов пазар. Този сегмент би трябвало да има придадена стойност и компаниите сами да преценяват дали имат полза от участието. Или просто сделките ще се извършват на двустранна база. Такъв е примера в Гърция. Там газовата платформа бе открита тази година, но и преди нея се сключваха двустранни договори. От 21 март 2022 г. е открита платформата, но имаше пазар. В Гърция може да си сключваш и сделки „В рамките на деня“, но двустранно. Не е задължително да се минава през борсата. Пазарът е структуриран по начин, че има истински анонимен борсов сегмент. Това се дължи на факта, че там има изградена клирингова къща. При нас е хубаво, че го има газов Хъб „Балкан“, но е хубаво да има и клирингова къща. Защото именно анонимния сегмент се гарантира така.

Подобен пазарен елемент ще позволи на компаниите да закупуват газ от „Булгаргаз“ през газов хъб „Балкан“. Така се елиминират голяма част от по-тежките условия, когато „Булгаргаз“ доставя на изходна точка. Там имаме баланси, гъвкавост, до какъв процент може да се отклонява от заявените количества… А ако компаниите си купуват газа през хъб „Балкан“ през програмата за освобождаване на количества се елиминират тези елементи. В програмата за освобождаване на количества „Булгаргаз“ има законово изискване да предоставя определени количества гориво от 2020 до 2024 г.

Това е за осигуряване на ликвидност.

Не само, то е за създаване на присъствие на пазарните клиенти, които могат да закупят количества по тази програма. За съжаление програмата за тази година е преустановена, а за догодина въобще не знаем дали ще има такава програма. „Булгаргаз“ пък все още не е предоставил договори за крайните клиенти и се получава чисто административно объркване. В момента някои от многото лицензирани търговци да имат желание да предоставят, то при това объркване на пазара и несигурност, очаквайки „Булгаргаз“ да предостави договорите, не може да се пристъпи към подписване на контракти с независимите търговци. Тоест колкото по-бързо „Булгаргаз“ се организира и предостави договори за крайните клиенти, толкова по-добре. Това ще даде една реална картина за необходимите количества първо на „Булгаргаз“ и това, което реалните търговци могат да предложат на пазара.

Основен клиент на газовия пазар е „Топлофикация София“, която, според изнесените данни, потребява до 1/3 от природния газ у нас за година. Ако това е вярно, сигурно много търговци, при нормални условия, биха искали да доставят газ на това дружество. В момента дали някой търговец би рискувал с такъв ход, с оглед на финансовата задлъжнялост на дружеството?

Ние бяхме много окуражени, когато Топлофикация София се регистрира като пазарен участник на газов хъб „Балкан“ и впоследствие започнаха организирани доставки през борсата, където различни доставчици се конкурираха. Тогава доставките бяха за количества, извън годишния договор на „Топлофикация София“ с „Булгаргаз“. Ставаше дума за по-малки количества в рамките на дисбалансите в потреблението на дружеството. Факт бе, че имаше различни компании, които успяваха да продават на „Топлофикация София“ през газов хъб „Балкан“ и то на по-ниска цена от регулираната. Дори голяма част от търговците приемаха условията на столичното парно за 90 дни разсрочване на плащането. Но имаше успешни сделки. Моята компания също е доставяла през газов хъб „Балкан“ и сме се конкурирали с цени, под регулираната. Аз не разбирам защо „Топлофикация София“ не присъства на газов хъб „Балкан“. Второ: Топлофикация като голям клиент е желана, но всеки един потребител е важен. Топлофикация София е голям клиент с големи проблеми към настоящия момент, виждаме от обществено достъпната информация. И когато има такива проблемни казуси е нормално всеки да се притеснява да доставя с оглед на възможността на дружеството да заплати за доставените количества природен газ.

Пазарните механизми обикновено предполагат издаване на банкова гаранция за плащанията по договора. Това е хубаво предприятие, важно и структуроопределящо, но все пак София не е България. Пак казвам – присъствието на Топлофикация София на газов хъб „Балкан“ от една страна е хубаво, защото голям консуматор създава ликвидност на пазара. А това не е едностранен акт – ликвидността се създава постепенно. „Топлофикация София“ може да не създава дисбаланси към „Булгаргаз“, а да продава количествата на газовата борса например. Така няма да търпи санкции за заявени, но невзети количества.

Каква е прогнозата ви за зимата? Вече чуваме съвети да си купуваме пуловери?

Никой не може да каже с точност как точно ще се развие пазарът. Със сигурност отиваме на едни трайно високи нива на природния газ от порядъка на над 200 евро/мвтч. Ако погледнем фючърсните пазари за първото тримесечие на 2023 г. в момента се търгуват от порядъка на 240 евро/мвтч към днешна дата. Но хубавото е, че върви процеса на нагнетяване на природен газ, което донякъде може би ще успокои търсенето. При всички положения вървим към едни тенденции от порядъка на 250 евро/мвтч като минимум. Това сочат индексовите пазари. Ако сега човек иска да инвестира във виртуално съхранение на природен газ, може да си купи фючърси за 230 евро/мвтч и да се надява, че ще ги продаде за 250 евро/мвтч впоследствие.