Evropske referentne cene gasa premašile su u utorak 74 evra/MWh, dodatno povećavajući razliku u odnosu na regulisanu septembarsku cenu u Bugarskoj od 41,60 evra/MWh i ukazujući na sve veće razlike u troškovima gasa širom jugoistočne Evrope uoči predstojeće grejne sezone.
Holandski fjučers ugovori za gas sa isporukom narednog meseca na čvorištu TTF porasli su na oko 74,4 evra/MWh, usled zabrinutosti zbog snabdevanja LNG-jem i dostupnosti gasa u evropskim skladištima.
Bugarska regulisana cena gasa stoga je gotovo 33 evra/MWh niža, što predstavlja potencijalno značajnu prednost u pogledu troškova za industrijske potrošače i proizvodnju električne energije iz gasa u odnosu na kupce koji su direktnije izloženi snabdevanju vezanom za tržišne referentne cene.
Ova razlika odražava diversifikovani portfelj snabdevanja Bugarske, uključujući ugovorene količine gasa iz Azerbejdžana, a ne izolovanost od šireg evropskog tržišta.
Razlika bi mogla da se smanji ukoliko evropske cene ostanu povišene, a skuplji gas čija je cena vezana za tržišne indekse počne da zauzima veći udeo u bugarskom miksu snabdevanja.
Međutim, za septembar je razlika značajna.
Ona je najvažnija za energetski intenzivne industrije u kojima prirodni gas predstavlja veliki deo graničnih troškova proizvodnje.
Industrije đubriva, hemijska, staklarska, keramička i druge industrijske grane mogu brzo izgubiti ili steći konkurentsku prednost kada razlike u cenama gasa dostignu nekoliko desetina evra po megavat-času.
Regionalne posledice prevazilaze Bugarsku.
Gasni sistem jugoistočne Evrope postao je znatno povezaniji nakon evropske krize u snabdevanju, pri čemu je Grčka postala sve važnija ulazna tačka za LNG, dok Bugarska služi kao tranzitna ruta za tokove gasa ka severu.
LNG koji stiže preko grčkih terminala može se usmeravati ka Bugarskoj i drugim tržištima kroz proširenu interkonekcijsku infrastrukturu.
Zbog toga globalni uslovi na LNG tržištu postaju sve značajniji za celokupnu strukturu cena u jugoistočnoj Evropi.
Svaki duži poremećaj u međunarodnom snabdevanju LNG-jem stoga bi uticao na više tržišta, a ne samo na domaće tržište Grčke.
To bi moglo dodatno zategnuti dostupnost gasa duž koridora sever–jug upravo u trenutku kada evropski kupci počinju da povećavaju potražnju pred zimu.
Cene gasa takođe direktno utiču na regionalnu ekonomiku proizvodnje električne energije.
Gasne elektrane često obezbeđuju fleksibilnu proizvodnju tokom sati kada proizvodnja iz solarnih i vetroelektrana nije dovoljna.
Kada TTF naglo poraste, povećava se kratkoročni granični trošak rada tih elektrana, što potencijalno može podići cene električne energije u večernjim satima.
Ova veza je posebno važna u jugoistočnoj Evropi, gde su na nedavnim tržištima električne energije zabeležene izražene razlike između jeftinih perioda tokom dana, kada dominira solarna proizvodnja, i skupljih večernjih sati.
Viša cena gasa povećava troškove pokrivanja tog večernjeg jaza.
Niža regulisana cena gasa u Bugarskoj stoga bi mogla pružiti određenu zaštitu domaćoj proizvodnji električne energije i industriji ukoliko šire evropsko tržište ostane na povišenim nivoima.
Međutim, ovu poziciju ne treba tumačiti kao trajnu strukturnu zaštitu od tržišnih kretanja.
Kombinacija ugovora, količine gasa iz Azerbejdžana, sezonska potražnja i cene na evropskim gasnim hubovima nastaviće da utiču na troškove u Bugarskoj i tokom narednih meseci.
Povećanje septembarske razlike u cenama pre svega ukazuje na širi regionalni trend.
Kako jugoistočna Evropa diversifikuje svoje pravce snabdevanja gasom, sledeća konkurentska prednost sve više nije samo pristup gasu, već cena i ugovorna struktura tog snabdevanja.
