Rizik povezan sa tržištem prirodnog gasa u Evropi ponovo je dospeo u centar pažnje na tržištu električne energije jugoistočne Evrope početkom juna, pošto su cene gasa na referentnom evropskom tržištu TTF dostigle nivo od gotovo 50 €/MWh, dok su geopolitički rizici povezani sa rutama snabdevanja LNG-jem postali izraženiji. Uticaj na tržišta električne energije u regionu nije bio ujednačen, ali je pravac rizika bio jasan – marginalne cene zasnovane na prirodnom gasu i dalje predstavljaju jedan od glavnih faktora mogućeg rasta cena električne energije, naročito tokom večernjih vršnih opterećenja i u periodima slabije proizvodnje iz obnovljivih izvora energije.
Tokom 23. nedelje, fjučersi na TTF-u u proseku su iznosili 48,56 €/MWh, što predstavlja rast od 4,3% u odnosu na prethodnu sedmicu. Jednomesečni terminski ugovor trgovao se po ceni od približno 49,335 €/MWh, odnosno oko 16,72 USD/MMBtu u trenutku objavljivanja izveštaja. Dnevne vrednosti TTF-a bile su relativno stabilne tokom sedmice, ali je ukupan cenovni nivo ostao visok za početak leta i odražavao je premiju rizika povezanu sa tenzijama na Bliskom istoku, dostupnošću LNG-a i potrebom za popunjavanjem evropskih skladišta gasa.
U izveštaju se kao glavni uzroci zabrinutosti navode zastoj u pregovorima između Sjedinjenih Američkih Država i Irana, kao i obnavljanje sukoba u regionu. Problem se ne odnosi samo na direktno snabdevanje Evrope prirodnim gasom, već na funkcionisanje celokupnog globalnog tržišta LNG-a. Kroz Hormuški moreuz prolazi približno 20% svetske trgovine LNG-jem, a više od 85% tih količina tradicionalno je namenjeno azijskim tržištima. Svaki poremećaj izvoza LNG-a iz Katara primorao bi azijske kupce da agresivnije traže alternativne isporuke, uključujući LNG iz atlantskog basena, za koji se istovremeno takmiči i Evropa.
Zbog toga je Evropa i dalje izložena riziku, iako je njena direktna zavisnost od katarskog LNG-a smanjena na približno 8% ukupnog uvoza. Tržište LNG-a funkcioniše na globalnom nivou i cene se formiraju međunarodno. Ukoliko azijski kupci izgube pristup delu uobičajenih isporuka iz Katara, oni mogu preusmeriti terete LNG-a koji bi inače stigli u Evropu. U takvom scenariju evropske cene morale bi da porastu kako bi privukle dovoljne količine LNG-a i očuvale sigurnost snabdevanja tokom zime.
Izveštaj navodi procene prema kojima bi referentne evropske cene prirodnog gasa morale da porastu za 40–50% u odnosu na sadašnje nivoe kako bi Evropa obezbedila dovoljne količine LNG-a ukoliko bi poremećaji u katarskom izvozu potrajali. To bi značilo značajno skuplji prirodni gas, sa direktnim posledicama po proizvodnju električne energije iz gasnih elektrana u Italiji, Grčkoj, Turskoj, Mađarskoj, Rumuniji i drugim državama u kojima gasne elektrane često određuju marginalnu cenu električne energije.
Popunjenost skladišta gasa predstavlja dodatnu slabost evropskog energetskog sistema. Evropska skladišta bila su popunjena oko 38% kapaciteta, nakon što su kraj februara dočekala sa približno 35%, što je ispod petogodišnjeg proseka. Nivo zaliha početkom leta od posebnog je značaja jer Evropa mora da obnovi zalihe pre naredne grejne sezone. Ukoliko konkurencija za LNG dodatno poraste, dok skladišta ostanu relativno prazna, tržište može veoma brzo reagovati novim rastom cena.
Fleksibilnost izvoza LNG-a iz Sjedinjenih Američkih Država takođe deluje ograničeno. Izvozni terminali radili su sa iskorišćenošću od približno 94% kapaciteta, ostavljajući veoma malo prostora za brzo povećanje isporuka u slučaju naglog rasta evropske ili azijske potražnje. To znači da bi glavni mehanizam prilagođavanja tržišta bila cena, a ne dodatna ponuda. Drugim rečima, više cene na TTF-u bile bi neophodne kako bi privukle dodatne LNG pošiljke.
Za jugoistočnu Evropu, posledice su direktne. Proizvodnja električne energije iz gasnih elektrana u Turskoj tokom 23. nedelje porasla je za čak 278,1%. Rumunija je takođe zabeležila veću proizvodnju iz termoelektrana, uz podršku snažnijeg angažovanja gasnih kapaciteta. U Grčkoj je ukupna termoenergetska proizvodnja porasla, iako je proizvodnja iz gasnih elektrana blago smanjena, dok je proizvodnja iz lignita povećana. Italija je tokom nedelje smanjila proizvodnju iz gasnih elektrana, ali i dalje ostaje tržište koje je strukturno veoma izloženo formiranju cena na osnovu troškova prirodnog gasa.
Rizik povezan sa gasovodima takođe je bio vidljiv. Isporuke ruskog prirodnog gasa preko gasovoda TurkStream privremeno su obustavljene zbog planiranih radova na održavanju u periodu od 2. do 10. juna. TurkStream je danas jedina preostala ruta za transport ruskog prirodnog gasa ka Evropi nakon isteka rusko-ukrajinskog tranzitnog sporazuma 1. januara 2025. godine. Ovaj gasovod snabdeva Tursku, Srbiju, Mađarsku i Slovačku, zbog čega svaka obustava, čak i planirana, izaziva pažnju regionalnih tržišta.
Podaci o tokovima prirodnog gasa pokazali su različita kretanja u segmentu LNG uvoza. U Grčkoj su isporuke LNG-a snažno porasle na 860,32 GWh, što predstavlja rast od 112,9% u odnosu na prethodnu nedelju. Italija je ostala najveći primalac LNG-a među posmatranim državama sa 2.836,03 GWh, iako je to bilo 31,06% manje nego sedmicu ranije. Hrvatska je zabeležila LNG priliv od 645,30 GWh, uz rast od 1,9%. Ovakva kretanja potvrđuju da LNG terminali ostaju ključni za regionalno balansiranje snabdevanja, ali da su tokovi veoma neujednačeni i osetljivi na promene cena.
Sa stanovišta tržišta električne energije, prirodni gas se ponovo vratio među najvažnije faktore rizika još pre početka vršnog letnjeg perioda. Ukoliko visoke temperature dodatno povećaju potražnju, dok proizvodnja iz vetroelektrana oslabi, a hidrološka podrška postane neujednačena, gasne elektrane mogu imati presudnu ulogu u određivanju večernjih cena električne energije. TTF na nivou od gotovo 50 €/MWh već sada čini proizvodnju iz gasnih elektrana skupom. Novi cenovni šok izazvan poremećajima na LNG tržištu dodatno bi podigao gornju granicu cena električne energije u jugoistočnoj Evropi, posebno u Italiji i Grčkoj.
Izveštaj za 23. nedelju stoga ukazuje na tržište na kojem se cene električne energije više ne mogu analizirati odvojeno od pitanja sigurnosti snabdevanja prirodnim gasom. Tržišta jugoistočne Evrope jesu fragmentisana, ali su istovremeno izložena istom riziku povezanom sa cenama gasa. Potencijalni poremećaji u snabdevanju LNG-jem, relativno niska popunjenost skladišta, ograničeni rezervni izvozni kapaciteti SAD i zavisnost od gasovoda TurkStream zajedno stvaraju dodatnu premiju rizika na tržištu. Čak i tamo gde su cene električne energije tokom nedelje oslabile, prirodni gas ostaje latentni faktor koji može podstaći novi rast cena tokom naredne faze letnje trgovine.
