Экономика рынка природного газа в рыночных условиях
В мировом энергопотреблении на долю природного газа приходится 24,9%. Соотношение первичных энергоносителей формировалось в зависимости от тенденций экономического развития основных стран ОЭСР, отражая специфические особенности времени и уровень эффективности ТЭК. В современных условиях наиболее динамично среди отраслей ТЭК развивается газовая промышленность, в первую очередь, ее экономическая основа - транспортная инфраструктура.
Транспортировка газа - промышленная идея рентабельности
Стоимость разведки/добычи природного газа требует значительных капиталовложений. Например, французский исследователь Пьер Анжелье еще в 1994 году отмечал, что эксплуатация месторождения Тролл в норвежской зоне Северного моря потребовала $12 млрд. инвестиций в разведку, развитие и доставку природного газа. Для сравнения он приводил данные о валовой прибыли компании Elf на то время -$38 млрд. Во всяком случае, эти расходы по своей величине не слишком отличаются от аналогичных данных по нефтяным месторождениям. В то же время, природный газ относится к продуктам, стоимость транспортировки которых превышала показатели по нефти. Для транспорта газа применяют специальную систему поддержания требуемого энергетического давления "в трубе". На самом же деле переправляемые объемы газа при нормальной температуре и давлении превышают масштабы по нефти: 1т природного газа представляет собой энергетический эквивалент 0,89 т нефти (при объеме, в 1300 раз большем, чем у нее). Природный газ транспортируется в газообразном (по трубопроводу с давлением в 70-100 атмосфер) или сжиженном виде (специальными судами-метановозами морским путем).
Доставка с помощью газопроводов используется, как правило, на расстояние до 6 тыс. км. Для переброски на более отдаленные дистанции этот вид транспорта не выгоден, поэтому обращаются к иным формам производства и доставки продукта - в качестве сжиженного природного газа (СПГ): охлажденный до минус 160 градусов С метан в объеме уменьшается почти в 600 раз. В этом случае для транспортировки газа используют специальные суда - метановозы. Сам продукт в конечном пункте назначения восстанавливают до первоначального товарного вида.
В проведенном Пьером Терзьяном в 2001 году исследовании установлено, что средние инвестиции для прокладки наземного газопровода варьируются в границах $1-2 млрд. на 1000 км. Эта сумма в зависимости от местности может возрасти на 50%. Например, газопровод Norfra, связывающий газовые норвежские месторождения со специальным терминалом в Дюнкерке, пересекает морское пространство Норвегии, Дании, Германии, Голландии, Бельгии и Франции, оттого требует инвестиций в объемах, превышающих 1,2 млрд. евро на 1000 км. Стоимость ремонта транспортной системы, в среднем, составляет 2% от стоимости наземной конструкции и 1% - в акватории моря.
Первоначальные инвестиции - основная часть стоимости транспорта с помощью газопроводов.
Тем не менее, перекачка газа трубопроводами представляет собой обоснованную промышленную идею, базирующуюся на использовании закона о росте прибыли при расширении объема реализации газа. Реально же инвестиции, необходимые для строительства газопровода, пропорциональны диаметру трубы. Итак, мощность транспортировки газа возрастает в прямой зависимости от изменения диаметра труб. Например, с его увеличением на 10% мощность газопровода возрастет на 25%. При наращивании пропускной способности газоснабжающей линии следует ожидать повышения затрат на сжатие газа, тем не менее, и в этом случае экономия на маршрутных масштабах будет значительной. Относительно транспортной цепи СПГ считают, что, в основном, она рентабельна по сравнению с трубным транспортом при передаче продукта на расстояние в 3 тыс. км при небольших объемах (3 трлн. куб. м в год) и 6-7 тыс. км для более мощных объемов (25 трлн. куб. м в год). В этом случае сумма инвестиций для создания транспортной цепочки СПГ исчисляется в пределах $3-3,9 млрд.
В общем же стоимость транспорта СПГ в настоящее время значительно уменьшилась по сравнению с первыми попытками сжижения природного газа в середине 60-х годов в Алжире. Таким образом, зафиксированные в 1996-2000 годах затраты на сжижение газа были на 55% ниже по сравнению с 1965-1970 годами. Параллельно с этим производство метановозов удешевляется по мере наращивания их грузоподъемности.
Таблица 1. Динамика цен на природный газ на мировых рынках в 1984-2003 годы, $ за 1 млн. BTU
***
таблица в бумажной версии издания
Источник: The ВР Statistical Review of World Energy 2004 is available on line at www.bp.com / statistical review 2004. - p. 38.
***
Что питает региональные рынки природного газа?
По сравнению с производством природного газа международная торговля газовым продуктом характеризуется тенденцией к более быстрому расширению. Анализируя ценовую ситуацию на рынке природного газа, следует отметить, что она во многом повторяла тенденции, зафиксированные на мировом рынке нефти - основного энергоносителя. Таким образом, следует учитывать взаимоувязанность в ценообразовании рынков природного газа и нефти. Так, в зависимости от их местонахождения стоимость газа в 2003 году соответствовала показателю в 3,26 $/млн. BTU (Великобритания) при цене на нефть на уровне 4,89 $/млн. BTU (ОЭСР). Несколько ниже по сравнению с верхним пределом цены на природный газ находился показатель сжиженного нефтяного газа на японском рынке - 4,77 $/млн. BTU (табл. 1). В то же время минимальный уровень цен на нефть - 12,21 $/барр. (Dubai) и 12,72 $/барр. (Brent) - был достигнут в 1998 году, ему отвечал также минимальный показатель по природному ($1,42 за 1 млн. BTU - Канада) и сжиженному природному ($3,06 за 1 млн. BTU - рынок Японии) газу. Необходимо также отметить и то, что максимальную стоимость природного газа в 1989-2002 годах удерживали в странах Евросоюза, а в 2003 году это место заняли США, где цифры выходили на $5,63 за 1 млн. BTU (соответственно рынок Великобритании - $3,26, ЕС - $4,4, Канады - $4,83).
Эволюция цен на природный газ в зависимости от рынков сбыта, как видно из данных табл. 1, имеет свои особенности. Так, стоимость газа в Японии обычно всегда выше, чем на остальных рынках, поскольку здесь газ, в основном, используется для производства электроэнергии, а в этом и заключена причина дороговизны продукта. Следует также отметить, что в Европе ценовой показатель по газу, как правило, выше, чем североамериканский. Однако в 1999 году данная тенденция была несколько нарушена из-за ухудшения поставок в США, недостатка запасов газа и сложившихся неблагоприятных климатических условий. Наконец, что касается Европы, то значительное совпадение цен на газ в Великобритании и в целом по континенту связано с введением газопровода Interconnector, связавшего стороны в районе Бактона и Брюгге (Бельгия).
Впрочем, механизмы формирования цен зависят от особенностей рынка. Так, в Северной Америке развит региональный рынок с предпочтением расчета за наличные, тогда как в Европе и Японии стоимость газа зависит от условий, по которым цены были заявлены на длительный срок на основе контрактов net-back.
***
Риски и контрактные соглашения net-back
Участники данного рынка для преодоления сложностей в экономике газовой отрасли, связанных с транспортировкой продукта, ввели систему специальных контрактов, гарантирующую экономическую отдачу от инвестиций в течение определенного времени в зависимости от длительности цикла сбыта произведенной газовой продукции. Действительно, инфраструктурные проекты могут быть профинансированы только при наличии контрактов между потребителями и производителями газа на длительный срок. Таким образом, контракты на покупку газа из Алжира в 1972 и 1976 годах укладывались почти в 40 лет, контракт на покупку норвежского газа в 1993 году соответствовал 25 годам. Более того, контракты предусматривают условие take or pay с обязательством покупателя осуществить отбор и оплату контрактных объемов или только оплатить данные поставки, даже если он их не возьмет. Схема таких контрактов дает возможность разделить риски между покупателями и продавцами газа. Схематически это выглядит так:
- покупатели берут на себя часть риска, обязуясь оплатить контрактные поставки газа даже в том случае, если на него не будет спроса или отпадет нужда в данном объеме продукта;
- продавцы принимают риск цены, так как вынуждены обеспечивать продуктом даже в том случае, если цена на него начнет падать.
В реальности же данные условия контракта делают рыночные отношения между клиентами и поставщиками более гибкими. Так, покупатель может отложить на несколько лет покупку того количество газа, которое он не желает брать в данный момент. К тому же, он часто пользуется возможностью отбора только 80% газа от суммарного объема контракта или, наоборот, идет на отбор до 110%. В итоге он принимает на себя только ту часть риска, которая касается объема поставок. В конечном счете степень гибкости условий take or pay широко зависит от паритетности покупателя и продавца. За исключением газопровода Interconnector, данный тип контракта помог создать систему европейских газопроводов высокого давления.
Вне североамериканского рынка меры принуждения влияют на покупателя, который также выступает в роли конечного продавца, что приводит стороны к фиксированной цене с помощью системы net-back. Считается, что газ может замещаться в основных секторах потребления, даже если эластичность данной рокировки непосредственно зависит от сектора.
Покупатели и продавцы ведут между собой переговоры о стоимости газа исходя из возможных альтернативных источников энергии. На конечном рынке потребления данного энергоносителя из установленной цены они вычитают стоимость распределения, хранения и транспортировки продукта, получая, таким образом, формулу индексированной цены, с помощью которой регулярно осуществляют ценовые корректировки.
Данную методику фиксации цен нельзя считать автоматическим процессом. На самом деле, кроме базовых индексов и коэффициентов, применяемых при расчете цен, немаловажна также роль переговоров. Таким образом, когда отмечается превышение спроса над предложением, производители в состоянии индексировать цены с базовой ориентировкой на дорогой тип энергоносителя. Когда же на рынке наблюдается противоположная ситуация, т.е. предложение превышает спрос, то покупатели предпочитают индексировать цены на газ на основе более дешевого сырья, такого как мазут или уголь.
Условия контракта, связанные с направлением поставки продукта, обеспечивают пропорциональное распределение затрат при транспортировке, но, при этом, имеют целый ряд ограничений.
Стоимость газа в общем объеме рассчитывается на основе CIF (cost - insurance - freight): затраты на транспортировку включены в расходы, учитываемые при операции net-back. В этом случае в контракте оговаривается условие направления поставки: когда компания "Газ де Франс" принимает российский газ,который проходит транзитом через территорию ФРН, на границе Франция-Германия (Оберглайбах), то эта компания не может продать поставляемые его объемы в Германию. На самом деле, для "Газ де Франс" цена СИФ теоретически выше, чем для немецкого покупателя (для него расстояние, на которое осуществляется поставка, короче). Эти условия, связанные с направлением поставки газа дают производителям возможность охватывать более отдаленные рынки, обеспечивая, при этом, пропорциональное распределение транспортных затрат между конечными рынками поставки. И, все-таки, эти условия считаются существенным источником ограничений и не всегда принимаются всеми операторамив газового рынка. Например, Distigaz всегда отказывался от условия направления поставки в своих контрактах алжирского сжиженного природного газа компанией Sonatrach.
***
Гибкость поставок и рост оборота международной торговли газом
У сектора международной торговли сжиженным газом темпы подъема намного опережают рост его производства. Мировой рынок энергоносителей испытывает все большее влияние экологических факторов. Именно этим можно объяснить повышенный интерес Запада к более широкому использованию сжиженного газа, особенно на автомобильном транспорте. Интенсивное потребление сжиженного газа обеспечивается низкой стоимостью пропан-бутановой фракции по сравнению с нефтяным топливом, а также фискальными методами государственного регулирования.
В Украине рынок сжиженного газа пока не имеет достаточной мотивации для активного развития. В то же время, положительная статистика последних лет показывает, что все большую часть своих потребностей в сжиженном газе Украина удовлетворяет за счет собственного производства. Главные продуценты - Лисичанский, Кременчугский и Одесский НПЗ.
В последнем выпуске справочника "Oil information" за 2003 год Международное энергетическое агентство приводит данные о производстве и потреблении сжиженного газа в странах, входящих в Международную организацию экономического сотрудничества и развития (ОЭСР). Так, выпуску сжиженного нефтяного газа (включая этан) большое внимание страны Запада начали уделять после мирового нефтяного кризиса 70-х годов XX ст., когда его объем от 32,6 млн. т в 1973 году достиг 42,0 млн. т в 1990-м, 53,5 млн. т - в 2000-м и 2002 году. Если за 1980-1990 годы прирост составлял 24,6%, то за 1990-2000 годы - 26,9%. Отметим, что из общего объема в 84,3 млн. т большую часть сжиженного нефтяного газа (СНГ), или 94,8%, использовали для нужд промышленности, а оставшаяся часть шла на энергетическое потребление и в иные секторы экономики. Еще более впечатляет прогресс в области производства и потребления сжиженного природного газа (СПГ) (табл. 2). Так, его выпуск от 66,2 млн. т в 1978 году возрос до 110,6 млн. т в 2002-м, или на 67,1%. При этом, экспорт СПГ за 1978-2002 годы расширился в 5,2 раза, импорт - в 2,9 раза. По прямому назначению в 1978 году было использовано 46,5 млн. т СПГ, в 2002-м - уже 67,5 млн. т (в 1,5 раза больше).
Среди стран - членов ОЭСР наиболее емким производителем и потребителем СНГ стали США, доля которых в общем объеме производства в 2002 году равнялась 20,3 млн. т, или 37,9%, а в потреблении - 61,6 млн. т, или 73,1%. Однако, производство СПГ за 1978-2002 годы практически не изменилось и в 2002 году исчислялось 54,1 млн. т против 53,5 млн. т в 1978-м. При этом, если его экспорт за рассматриваемый период возрос в 3,2 раза и в 2002 году достиг 1,9 млн. т, то импорт прибавил только 31,1% и составил 5,9 млн. т. В США по прямому назначению СПГ было использовано 36,8 млн. т в 1978 году с достижением 46,996 млн. т в 2000-м, правда, затем с небольшим снижением до 40,1 млн. т в 2002-м.
Среди стран - членов Евросоюза наиболее крупным потребителем СНГ считается Великобритания - 1,6 млн. т в 1980 году и 4,2 млн. т в 2002-м, где на долю собственного производства в 2002-м приходилось 2,2 млн. т, или 52,4%. В то же время, выпуск СПГ возрос от 625 тыс. т в 1978 году до 8,4 млн. т в 2002-м (в 14 раз). Экспорт СПГ при отсутствии импорта наращен от 0,34 млн. т в 1978 году до 3,6 млн. т в 2000-м с дальнейшим снижением до 3,3 млн. т в 2002-м (на 8,3%). Как видно из приведенных в табл. 2 данных, общий рост потребления СПГ в этой стране за анализируемый период шел от 0,2 млн. т в 1978 году до 3,3 млн. т в 2002-м за счет наращивания национального производства. К основным экспортерам СПГ (3,1 млн. т) в Великобританию в 2002 году относились страны - члены ОЭСР, в том числе на Нидерланды приходилось 1,2 млн. т, Бельгию -0,538 млн. т, Францию - 0,533 млн. т, тогда как по СНГ выступали Бельгия (0,114 млн. т), Швеция (59 тыс. т), Португалия (54 тыс. т) и Франция (53 тыс.).
Среди стран Азиатско-Тихоокеанского региона наиболее крупным производителем и потребителем СНГ и СПГ стала Япония. В отличие от других членов ОЭСР в Японии более всего уделяется внимание импорту этих продуктов и высокой эффективности их использования. Так, производство СНГ за 1973-2002 годы практически не претерпело существенных изменений и в 2002 году характеризовалось 4.6 млн. т (в 1973-м - 4,4 млн. т). В то же время, импорт возрос от 9.7 млн. т в 1980 году до 14,1 млн. т в 2002-м, т.е. на 45,4%, при экспорте 56 тыс. т в 2002 году. Таким образом, основным фактором, влияющим на интенсивность потребления СНГ в Японии, становится поставка этого продукта. Из общего объема потребления 17,3 млн. т в 2002 году (в 1980-м - 14,9 млн. т) большая часть СНГ была использована в промышленности (5,6 млн. т, или 32,4%) и в энергетическом секторе экономики (соответственно 1,6 млн. т и 9,2%). Среди основных импортеров СНГ в Японию, в первую очередь, следует выделить Саудовскую Аравию (4,8 млн. т, или 34% от общего объема импорта), Объединенные Арабские Эмираты (соответственно 3,8 млн. т и 27%), Кувейт (1,5 млн. т и 10,6%) и Австралию (1,0 млн. т и 7,1%). Несколько иная статистика потребления СПГ, производству которого в Японии не уделяется большого внимания (в 2002 году - 234 тыс. т). Поэтому большую часть его потребления в 2002 году, упавшего до 1,4 млн. т (в 1978-м - 2,2 млн. т), составляют образуемые за счет импорта ресурсы, объем которых достиг 4,0 млн. т (в 1978-м - 2,3 млн. т).
Главными поставщиками СПГ в Японию в 2002 году были Катар (1,3 млн. т, или 32,5% от общего объема импорта), Иран (соответственно 1,2 млн. т и 30%), Объединенные Арабские Эмираты (0,4 млн. т и 10%), Австралия (0,4 млн. т и 10%) и Индонезия (0,4 млн. т и 10%).
Среди стран Восточной Европы большое внимание использованию сжиженного нефтяного газа уделяется Польшею. При этом, в потреблении СНГ (1449 тыс. т) доля собственного производства составила 253 тыс. т, импорта - 1088 тыс. т при экспорте в размерах 17 тыс. т. К тому же, в импорте СНГ большую часть составляли страны бывшего СССР - 733 тыс. т, т.е. 56%.
***
Таблица 2. Ресурсы сжиженного природного газа в странах ОЭСР и их распределение по анализируемым годам, тыс. т
***
таблица в бумажной версии издания
Источник: AIE, Natural Gas Information 2002, 2003
***
Таблица 3. Потребление сжиженного газа в Украине в 2003 году согласно классификации по видам экономической деятельности, т
***
таблица в бумажной версии издания
Источник: по данным Министерства статистики Украины
***
Таблица 4. Потребление сжиженного газа в Украине по отраслям экономики
***
таблица в бумажной версии издания
***
Таблица 5. Потребление сжиженного газа в Украине по областям за 2003 год, т
***
таблица в бумажной версии издания
Источник: по данным Государственного комитета статистики Украины
***
Таблица 6. Потребление сжиженного газа по экономическим регионам в Украине в 2003 году
***
таблица в бумажной версии издания
Источник: по расчетам автора на основании данных Государственного комитета статистики Украины
Несколько иные тенденции потребления сжиженного газа в Украине. По данным Госкомстата (табл. 3), суммарно в 2003 году в Украине было использовано 225,1 тыс. т сжиженного газа, в том числе населением - 160 тыс. т. или 71%, и отдельными направлениями хозяйственной деятельности - 65,1 тыс. т (29%). Наибольший удельный вес в потреблении проходится на промышленность - 42,9 тыс. т (65,9%), транспорт - 9,9 тыс. т (15,2%), оптовую и розничную торговлю - 6,4 тыс. т (9,8%), строительство - 1,7 тыс. т()2,6%. Среди отраслей промышленности самыми крупными потребителями сжиженного газа выступают: производители электроэнергии, газа и воды - 33 тыс. т (51%); обрабатывающие отрасли - 8,8 тыс. т (13,5%), добывающий сектор - 1,0 тыс. т (1,5%). По остальным экономическим показателям, характеризующим рынок сжиженного газа, статистика приводит данные в части использования и среднегодовой стоимости тонны продукции. Анализ данных табл. 4 показывает, что в 2003 году в хозяйственном обороте в целом было потреблено сжиженного газа на 82,99 млн. грн. (стоимость 1 т равна 1274,8 грн.). Эти показатели по промышленности соответствовали 56,6 млн. грн. (1319,3 грн./т), на транспорте - 11,1 млн. грн. (1132,7 грн./т), в оптовой и розничной торговле - 7,2 млн. грн. (1132,7 грн./т). Среди общего объема потребления сжиженного газа по отдельным направлениям хозяйственной деятельности (65,1 тыс. т) затраты на конечное потребление достигали 60,9 тыс. т(93,6%), потери при распределении и транспортировке - 2,8 тыс. т (4,3%), расходы на собственное потребление энергетическим сектором и на преобразование в прочие виды энергии - по 319 т. На размещение потребления сжиженного газа в Украине оказывают влияние факторы экономического развития отдельных регионов, а также приближение их к источникам производства данного энергоносителя. Среди 24 областей, а также с учетом Автономной Республики Крым и двух городов (Киев и Севастополь) наиболее крупными административно-территориальными единицами потребления сжиженного газа считаются такие области как Харьковская (19,9 тыс. т), Винницкая (15,97 тыс. т), Донецкая (13,7 тыс. т), Одесская (18,8 тыс. т), Херсонская (13,7 тыс. т) и Хмельницкая (12,2 тыс. т). Значительно отстают от среднего показателя - 8,3 тыс. т - Волынская (3,8 тыс. т), Ивано-Франковская (2,45 тыс. т), Николаевская (3,2 тыс. т) и Тернопольская (4,0 тыс. т) области, а также Киев и Севастополь. Определяя ритмичность потребления сжиженного газа в целом по Украине, следует отметить, что при среднеквартальном потреблении 56,3 тыс. т за первое полугодие этот показатель составил 53,3 тыс. т, за третий и четвертый кварталы соответственно 60,8 тыс. 57,7 тыс. т (табл. 5).
Анализ данных, приведенных в табл. 6, показывает, что по потреблению сжиженного газа среди макроэкономических регионов самыми крупными выступают Западный (на его долю приходится 27,4%), Причерноморский (20,5%) и Центральный (18,2%), тогда как на долю Северо-Восточного приходится 17,2%, Юго-Восточного - 16,7%.
Таким образом, проведенный анализ тенденций производства и потребления сжиженного газа показал, что Украина по сравнению со странами Запада в этом направлении не в полной мере использует имеющийся потенциал. В данной связи следует считать целесообразной разработку Национальной программы по использованию экологических преимуществ сжиженного газа, в первую очередь в виде моторных топлив. Для этого необходимо использовать имеющийся опыт зарубежных стран. Так, например, во Франции в 1995 году с участием компании "Газ де Франс" были разработаны модели автобусов с использованием газового топлива (GNN - автомобиль на природном газе) и подготовлен проект "Evro 3 GNN". Сегодня каждый третий автобус 30 французских городов (Безансон, Бордо, Клермон-Ферран, Дюнкерк, Гренобль, Лиль, Монтпелье, Нанси, Нант, Ницца, Париж, Страсбург, Тулуза и др.) потребляет топливо GNN.
Экологическая обстановка в крупных городах Украины такова, что перевод транспорта на использование природного газа в качестве моторного топлива разрастается до масштабов насущной необходимости.
Возможность легкой перевозки сжиженного природного газа благоприятствует началу объединения североамериканского и европейского рынков исходя из арбитража разницы цен между двумя рынками. Существенное подорожание газа в США с начала 1998 года побудило производителей и потребителей переориентировать транспортные потоки этого продукта в сторону американского рынка. Компания Таз де Франс" несколько раз меняла направление поставок сжиженного природного газа из Алжира в США, осуществляя разделение связанной с изменением поставки сверхприбыли со своей компанией-поставщиком Sonotrach. Связи между европейским и азиатским рынком ограничены, но в ближайшем будущем могут получить толчок к развитию. Они, главным образом, связаны с арбитражем поставок сжиженного природного газа ближневосточных производителей (Катар, Абу-Даби и Оман), но усиление транспортной инфраструктуры между Россией и Китаем может усилить конкуренцию между азиатским и европейским рынками. Китай - один из основных рынков, где спрос на природный газ будет разрастаться в больших объемах, чем это наблюдается в других географических регионах.
Еще одна особенность гибкости касается методов расчета, предлагаемых производителям и покупателям. В настоящее время получила развитие новая форма кратковременных сделок (spot), характеризующая ситуацию, связанную с превышением предложения или спроса на дополнительный объем газа. Она также предполагает возможность реализации ценового арбитража на доступный объем газа: без учета предложения подразумевается арбитраж между региональными рынками или газом и другими источниками энергии, реализуемыми через операторов рынка; что касается спроса, то это арбитраж на рынке между различными источниками энергии, осуществляемый обеспеченными необходимым оборудованием промышленными предприятиями (с его помощью они могут использовать различные источники энергии). Краткосрочные сделки с производством и предложением сжиженного природного газа нашли широкое распространение. Торговля спот сжиженным природным газом повысилась на 61% в 2000 году и составила порядка 7,6 млрд. куб. м в мире, а это 5,5% от мировой торговли СПГ. Такой рост связан с американским рынком: операции спот в США увеличились на 124% в 2000 году и достигли 3,7 млрд. куб. м.
Газовые биржи усилили гибкость операций международного обмена природным газом. Спотовый рынок США получил развитие в начале 80-х годов, в Европе данные рыночные структуры появились лишь во второй половине 90-х.
После либерализации цен на природный газ в 1978 году в США было обнаружено избыточное предложение природного газа. Свободный рынок спот развивается с 1983 года, где продуценты, не находя возможности сбыта своей продукции, предлагают свои излишки. Цены, практикуемые на этом рынке, обычно выше тех, которые введены в долгосрочные контракты. На этом рынке присутствуют многочисленные покупатели, но они сталкиваются с нежеланием транспортных компаний обеспечивать газом в требуемом объеме третьих лиц, которые могут конкурировать с теми объемами, что были закуплены транспортными компаниями по более высокой цене за счет долговременных контрактов. В 1985 году законодательно компании по транспортировке газа были обязаны открыть доступ третьим лицам к их сетям, но, при это, они смогли договориться обойти нормативы по выемке и доставке газа на основе долговременных контрактов, которые связывали производителей и потребителей. Вследствие этих причин долговременные контракты начали исчезать. Наконец, из-за сильных изменений цен на действующем рынке операторы ищут инструменты для покрытия рисков, с которыми они сначала сталкиваются на форвардном рынке нефтепродуктов, а затем - начиная с 1990 года - и на форвардном рынке природного газа, открытого на Нью-Йоркской фондовой бирже (NYMEX). На этом рынке предлагается стандартный контракт на лот из 10 млн. куб. м, поставляемых для переработки на завод Texaco of Henry Hub в Луизиане (его цена считается эталоном на североамериканском рынке природного газа).
В Великобритании с 1996 года действуют рынок спот и кратковременный рынок. Газ имеет котировки на условиях поставки терминал Bacton, на восточном побережье Англии, где соединены с национальной транспортной системой газопроводы, проведенные от шельфовых месторождений Северного моря, также как и в точке National Balancing Point (виртуальное место в системе газопроводов, которое фиктивно пересекают контрактные объемы газа). В Европе это узел Zeebrugge в Бельгии (место, где осуществляются контракты) со сформированными краткосрочным рынком и рынком спот. На самом деле их доля пока невелика. Хотя это важный ключевой узел, куда поступает газ английский (через Interconnector) и норвежский (по газопроводу Zеерi-ре) и сжиженный природный газ из Алжира (с помощью терминала для принятия метана, который расположен там же). Hub находится в середине сети, прекрасно соединенной с соседними странами-сетями (Голландия, Германия и Франция).
Для увеличения ликвидности данных рынков несколько компаний ввели систему стандартных контрактов, таких как стандарт ВР для реальных сделок на National Balancing Point или "Huberator" в Брюгге. Более того, в связи с созданием электронной торговой системы газовые биржи стали предлагать форвардные инструменты, дающие операторам рынка право проводить операции по покрытию риска, связанного с изменением цен на газ. Такие инструменты уже давно существуют в США на NYMEX и Великобритании, где с 1997 года на международной нефтяной бирже (IPE) предлагаются фьючерсные и дневные контракты. Они могут быть доступны через три года в Брюгге. Впрочем, развитие этих бирж сопровождается расширением информационных систем, такой, например, как European Spot Gas Market, где результаты торгов публикуются каждый день в газете "Гелен Репорт" с предложением набора индексов на разные сроки сделок.
