"Есть шансы стать ценовым эталоном в Европе"

Одним из двух глобальных ценовых агентств, рассчитывающих цены нефти в мире, является Argus, котировки которого — единственный индекс, используемый в контрактах при продаже морских партий российской нефти ВСТО. На вопросы корреспондента "Ъ" АЛЕКСАНДРА ГУДКОВА о перспективах изменения практики ценообразования на нефть Urals и другие сорта российской нефти ответил владелец Argus ЭДРИАН БИНКС, уже 28 лет возглавляющий совет директоров компании.

— С вступлением в силу российского закона "О трансфертном ценообразовании" роль ценовых индексов для нефтяной промышленности России существенно возрастет. Какие последствия эти меры будут иметь для рынка? Потребуется ли какая-то корректировка методик оценки?

— Налогообложение всегда играло ключевую роль в нефтяной торговле. Во многих странах ставки налогов рассчитываются в привязке к ценам свободного спотового рынка с помощью индексов, публикуемых ценовыми агентствами. Что касается России, то здесь Министерство финансов с помощью публикуемых нами ценовых индексов рассчитывает ставки экспортных пошлин на нефть, нефтепродукты и сжиженный газ. Предполагаемая привязка трансфертных цен к рыночным котировкам также будет способствовать развитию российского рынка, увеличению ликвидности спотовых продаж и появлению общепризнанных ценовых индикаторов, которые смогут стать основой для развития торговли финансовыми производными и страхования рисков.

— Как вы оцениваете перспективы ценообразования российской нефти на западных направлениях экспорта в связи с падением добычи североморского сырья?

— Добыча нефти в Северном море падает, и рынок заинтересован в расширении физической базы ценового эталона Brent. Сейчас рынок пытается увеличить количество сделок, которые учитываются при определении цены, за счет расширения периода поставки североморских сортов. Однако и это всего лишь временная мера, неспособная предотвратить снижение добычи в Северном море. Крупнейшим потоком на европейском нефтяном рынке давно является не североморское сырье, а российский сорт Urals. При этом цены на него определяются относительно Brent. Поставки из России в Европу будут только увеличиваться — в следующем году, после запуска трубопровода БТС-2, они могут превысить 85 млн т в год. Со временем у Urals есть очень серьезные шансы стать ценовым эталоном в Европе. Я хотел бы, чтобы это произошло как можно скорее. Однако западные компании, работающие в Северном море, не заинтересованы в превращении Urals в бенчмарк. Их устраивает текущая ситуация, где они фактически контролируют ценообразование, являясь одновременно операторами поставок сырья с североморских месторождений и крупными покупателями этой нефти.

— Рынок возражает против превращения Urals в ценовой эталон, поскольку ее поставки контролируются "Транснефтью"?

— Я думаю, что политические риски в данном случае несколько преувеличиваются. "Транснефть" давно зарекомендовала себя надежным оператором самой большой в мире трубопроводной системы. Основной проблемой для компаний, возражающих против превращения Urals в европейский эталон, являются не политические риски, а то, что Brent является основным инструментом хеджирования ценовых рисков в бассейне Атлантики. Компании настолько завязаны на эту систему, что изменить ее и перейти на Urals им будет очень сложно — долго, дорого и рискованно. Операционные причины здесь имеют гораздо большее значение, нежели возможные политические риски.

— Что вы можете сказать про оценку нефти ВСТО? Как оцениваете идеи организовать торговлю ВСТО на бирже в Сингапуре с последующим переносом торгов в Россию?

— Сейчас ВСТО продается с дифференциалом к котировкам нефти Dubai — так же, как Urals продается с дифференциалом к Brent. Размер этого дифференциала определяется такими факторами, как качество нефти, конъюнктура рынка и сроки поставки. Концептуально мы также хотели бы, чтобы российский сорт — смесь ВСТО — стал региональным ценовым эталоном в будущем. Дело в том, что объем поставок нефти Dubai на свободный рынок очень невелик — в среднем около трех грузов в месяц, а добыча этого сорта падает. Танкерная доставка нефти из Персидского залива в Японию занимает три-четыре недели, а доставка ВСТО занимает всего два-три дня. В результате покупатели ближневосточной нефти несут дополнительные ценовые риски. Сегодня нефть ВСТО покупают переработчики в Азии и на западном побережье США в качестве дополнения к своей основной сырьевой корзине, состоящей, как правило, из ближневосточных сортов. С увеличением объемов поставки заводы начнут покупать ВСТО как основной сорт. В этом случае у них возникнет необходимость хеджировать свои ценовые риски.

Сейчас основные ценовые риски продавцов и покупателей — это колебания цены на эталонный сорт Dubai. Поэтому хеджирование может осуществляться с помощью производных инструментов (фьючерсы или свопы) на нефть Dubai. Для того чтобы запустить рынок деривативов на ВСТО, эта нефть должна продаваться по фиксированной цене, а не в привязке к котировке Dubai. В этом случае риск переместится от котировок Dubai к котировкам ВСТО и участники рынка сами создадут производные инструменты на той бирже, на которой им будет удобнее это сделать. На мой взгляд, шансы на превращение ВСТО в ценовой эталон в Азиатско-Тихоокеанском регионе (АТР) достаточно высоки. Рынок АТР находится в поиске надежного ценового эталона, которым вполне может стать смесь ВСТО после увеличения поставок в конце 2012 года.