Situația din Golfiul Persic rămâne tensionată și imprevizibilă. Chiar și așa, piețele de mărfuri s-au mai calmat într-o anumită măsură în ultimele zile. Cea mai vizibilă relaxare se observă pe piața gazelor naturale: în Statele Unite, contractele au coborât sub 2,60 USD/MMBtu, cel mai redus nivel din octombrie 2024 încoace, pe fondul unei producții interne foarte solide, al unei cereri de primăvară mai slabe, al injecțiilor constante în depozite și al faptului că piața americană a gazelor rămâne relativ protejată de șocurile din Orientul Mijlociu. În Europa, gazul natural rămâne sensibil la evoluțiile geopolitice, deoarece continentul depinde încă de GNL și trebuie să-și refacă stocurile înainte de iarna viitoare; cu toate acestea, și prețurile TTF au scăzut, până în jur de 41 euro/MWh, cu peste 20% sub nivelul din urmă cu o lună, pe fondul temperaturilor mai ridicate și al reducerii importurilor de GNL în Asia, care scad presiunea concurențială pe cumpărătorii europeni. Pe de altă parte, țițeiul a coborât de la maximele recente, dar rămâne mult peste nivelurile de dinaintea crizei din Golf, Brent-ul situându-se în jur de 95 dolari/baril, ceea ce sugerează că prețul la petrol continuă să includă o primă geopolitică semnificativă, deși piețele par să încorporeze tot mai mult un scenariu de detensionare parțială, și nu unul de șoc major pe partea de ofertă. În acest context, asistăm la o decuplare temporară între petrol și gaze naturale sau la o schimbare mai profundă a logicii care guvernează cele două piețe?
Energynomics a stat de vorbă cu Jozsef Balogh, specialist în piețele de energie din Ungaria.
Cum explicați divergența dintre prețurile la petrol și gaze naturale? Mă refer la faptul că prețurile la țiței continuă să includă o primă geopolitică importantă, în timp ce prețul gazelor naturale – atât în SUA, cât și în Europa – par să fie influențate mai degrabă de factori sezonieri și de contextele de piață regională.
A fost odată ca niciodată, pe vremea când Galiția (din Imperiul Austro-Ungar) era al treilea cel mai mare producător de petrol din lume, în jurul anului 1910, când petrolul și gazele naturale erau produse „corelate” între ele. În viziunea inginerilor petroliști, gazele naturale nu erau altceva decât un produs rezidual al explorării petroliere; de aici și practica de a indexa prețul internațional al gazelor naturale la petrol. Totul s-a schimbat după liberalizare: gazele naturale s-au impus ca produs tranzacționat independent, la scară globală. Războiul dublu în desfășurare – în Ucraina și în Iran – reprezintă testul suprem pentru a vedea dacă decuplarea prețului gazelor naturale de Brent a fost o idee bună. Așa cum arată graficele de mai jos (oferite cu amabilitate de Jozsef Turai, T-Energy), astăzi prețurile gazelor naturale reacționează foarte diferit față de cele ale petrolului. Sunt argumente fundamentale pentru această situație::
-
- Industria petrolieră dispune de așa-numite capacități „tampon” („buffer”). Depozitele de țiței din porturile de încărcare, petrolierele (circa 8.000 la număr), unitățile de stocare din porturile de destinație (cum este zona ARA în Europa), precum și conductele de petrol propriu-zise (cea mai lungă din lume fiind Druzhba) pot și chiar stochează țițeiul într-un mod imposibil de imaginat în alte sectoare. Ideea esențială este că industria petrolieră poate continua să funcționeze săptămâni întregi chiar și în absența unor surse noi de alimentare,
- Gazele naturale, spre deosebire de electricitate, pot fi și ele stocate, dar capacitatea de „tampon” a sistemelor gaziere este mai limitată decât în cazul țițeiului. Cel mai mare factor de schimbare în acest sector a fost apariția gazului natural lichefiat (GNL). Prima capacitate de transport pentru GNL a apărut în urmă cu aproximativ cincizeci de ani, dar ideea că nave venite din porturi îndepărtate pot influența prețurile gazelor în Europa nu a pătruns cu adevărat în gândirea traderilor europeni decât după ce Rusia a început să manipuleze fluxurile de gaze prin conducte, începând din 2006 (cea mai mare comprimare a pieței având loc în perioada 2021–2022)..
Îi mulțumim lui Jozsef Turai de la T-Energy, Ungaria, pentru amabilitatea de a ne permite să folosim aceste slide-uri.
Pe scurt, gazele naturale au devenit un produs pe deplin independent, tranzacționat la nivel internațional. Legătura tradițională dintre prețul țițeiului și cel al gazelor naturale a dispărut. Graficele de mai sus arată că prețurile la țiței au reacționat foarte diferit față de prețurile gazelor naturale de la începutul războiul din Iran. Având în vedere datele fundamentale din cele două sectoare, această divergență de preț este justificată și, cel mai probabil, se va menține.
În cazul gazelor naturale, în ce măsură factorii sezonieri atenuează impactul tensiunilor din Golf asupra prețurilor? Mă refer aici, legat de SUA, la producția internă puternică, la nivelurile relativ confortabile ale stocurilor și la injecțiile în curs, iar legat de Europa la cererea mai slabă odată cu primăvara, la concurența redusă dinspre Asia pentru cargourile de GNL și la contribuția surselor regenerabile la producția de energie electrică.
În vremurile bune de altădată, gazele naturale erau o industrie sezonieră: gazul era scump iarna și ieftin vara. Regulile de stocare a gazelor naturale păstrează încă ecoul acestei realități istorice: perioadele de injecție încep, de regulă, în aprilie și se încheie în octombrie, iar sezonul de extracție durează din octombrie până în aprilie. Dar realitatea climatică s-a schimbat. În plus, a apărut piața europeană de gaze naturale, iar logica „ieftin vara – scump iarna” s-a erodat. Unii jucători din industrie (primul a fost ENRON, în 2000) au venit cu ideea stocării virtuale: injectezi astăzi și poți extrage mâine, în orice lună din calendar. În concluzie, factorii sezonieri își pierd din importanță în industria gazelor naturale. Ca în cazul oricărei alte mărfi – de la role de hârtie la cuptoare cu microunde, ca să ne întoarcem la Dire Straits… – singurul motor pentru preț este raportul dintre cerere și ofertă. Dacă și atunci când centralele pe gaze funcționează (spark spread pozitiv) și producătorii de îngrășăminte operează la încărcare maximă (primăvara), apare o cerere peste medie pentru gaz, iar prețurile din piața de gaze cresc. Dacă la această presiune se adaugă și evenimente externe (cum este acest război cu Iranul) și/sau intervenții ale reglementatorilor europeni sau naționali (așa-numitele obligații de stocare), prețurile gazelor naturale în Europa pot ajunge – și tind – să afișeze tipare sezoniere nefirești: gazul spot și gazul de vară devin mai scumpe decât gazul de iarnă. Exact asta s-a întâmplat în acest an în Europa. Dar traderii includ în preț aceste evoluții ca pe niște „anomalii” de termen scurt: mesajul principal este că, în curând, totul va reveni la normal. În concluzie, factorii sezonieri sunt, desigur, importanți (de exemplu, în Ungaria gazele naturale domină încălzirea la nivel rezidențial), dar asemenea diferențe vară-iarnă nu reprezintă principalul motiv pentru care piața europeană a gazelor naturale a reacționat relativ „blând” la tensiunile din Golf.
În ce măsură piața europeană a gazelor este protejată de rutele alternative de aprovizionare, de flexibilitatea GNL și de o expunere directă mai redusă la criza din Golf fața de piața de țiței?
Europa este un continent extraordinar, care are legături istorice cu toate marile țări producătoare de GNL Cel mai mare exportator de GNL este acum SUA. Astăzi, cooperarea UE–SUA poate avea și momente isterice, dar, pentru SUA, cea mai sigură piață din punct de vedere al bonității și cea mai ușor accesibilă este, fără îndoială, Europa. Australia, Malaezia, Indonezia etc. au și ele legături istorice cu Europa, iar această „rețea a vechilor relații” este deosebit de importantă în actualul context de război dublu, în care ne aflăm, din păcate. Sunt totuși aici două subiecte sensibile:
-
- Unul dintre efectele nefericite – pentru Europa, dar mai degrabă favorabile pentru SUA – ale războiului cu Iranul este că producătorii de GNL aflați de partea „greșită” a Strâmtorii Hormuz vor constata că produsele lor își pierd din valoare: asemenea sabiei lui Damocles, amenințarea că Iranul ar putea închide strâmtoarea sau pur și simplu perturba transportul maritim va rămâne mereu în mintea cumpărătorilor europeni de GNL. Dacă poți alege între un cargou de GNL din SUA și unul, de pildă, din Qatar, puțini vor opta pentru cel din urmă, în absența unui discount la preț,
- Iar al doilea și ultimul element aici este Rusia. Un observator naiv s-ar aștepta ca ponderea GNL-ului rusesc în UE să scadă tot mai mult. În realitate, în primul trimestru din 2026, Rusia a exportat către Europa cu aproximativ 20% mai mult GNL decât în aceeași perioadă a anului precedent: ca regulă generală, unul din două cargouri de GNL rusesc din prima parte a anului 2026 a ajuns într-un port din UE. Uniunea Europeană ar dori să elimine treptat GNL-ul rusesc, dar întrebarea evidentă rămâne: cine va înlocui această cotă de piață? SUA este deja un furnizor dominant de GNL pentru Europa, iar statele din Golf nu sunt, în momentul de față, cu adevărat în poziția de a veni cu o ofertă viabilă pentru Europa, din cauza așa-numitului „sindrom Hormuz”. Până când nu vom avea măcar un început de răspuns la întrebarea legată de GNL-ul rusesc, nu putem ști dacă rutele alternative de GNL reprezintă într-adevăr o alternativă reală la gazul rusesc livrat prin conducte în Europa.
Privind mai atent către Ungaria, vă așteptați ca schimbarea politică de după victoria electorală a lui Péter Magyar să modifice în mod semnificativ perspectivele în piața de gaze a țării – fie în ceea ce privește strategia de aprovizionare, poziționarea regională, prioritățile de infrastructură sau raportul mai larg dintre pragmatismul comercial și alinierea geopolitică?
Problema fundamentală a Ungariei este că a reușit să supraviețuiască – nu să prospere, ci doar să supraviețuiască – timp de șaisprezece ani fără să aibă cu adevărat o politică energetică. Ideea că țițeiul rusesc (prin conducta Druzhba) și gazul rusesc (prin Turkish Stream) vor curge mereu spre Ungaria nu a fost o politică energetică coerentă, ci mai degrabă o iluzie. Acum, noul guvern, odată format, va trebui să se confrunte cu realitatea. Atât țițeiul rusesc, cât și gazul rusesc livrat prin conducte pot fi înlocuite în Ungaria, dacă – și numai dacă – există voință politică pentru acest lucru. Ungaria dispune de o rețea de conducte petroliere destul de bună – Janaf (Adria) ar reprezenta o alternativă relevantă la Druzhba, cu condiția ca noul guvern ungar să înceteze să denigreze operatorul croat al conductei. În ceea ce privește Turkish Stream, este o conductă care poate transporta și gaze non-rusești, iar o alternativă suplimentară interesantă va depinde de viitorul conductei Brotherhood (Rusia–Ucraina–Europa Centrală), după ce oribilul război din Ucraina se va fi încheiat. Poate că Ucraina va exporta gaze naturale către Ungaria, poate că această conductă va deveni coloana vertebrală a unei noi rute de tranzit de gaze non-rusești către Europa Centrală. Pe scurt, poziția geografică și rețeaua de conducte a Ungariei sunt excelente; ceea ce a lipsit în trecut a fost o politică energetică propriu-zisă. Noul guvern va avea o oportunitate unică să facă lucrurile corect.
Tot legat de Ungaria, vedeți în următoarele 6-12 luni un spațiu realist pentru schimbări de comportament în piață, de orientare de reglementare sau de cooperare regională care să influențeze condițiile de tranzacționare a gazelor, formarea prețurilor sau modul de gândire privind securitatea aprovizionării din partea viitoarei conduceri politice?
Ungaria ar putea și ar trebui să fie un hub regional de tranzacționare a gazelor, foarte asemănător cu rolul pe care îl are deja în sectorul electricității prin HUPX. Dar nu este. De ce? Problema care o împiedică să își atingă întregul potențial ca piață activ tranzacționată este reglementarea. Din nefericire, MEKH, autoritatea de reglementare din Ungaria, a fost, în ultimii șaisprezece ani, un fel de „parcare” pentru candidați de mâna a doua sau a treia, cu ambiții politice expirate. Rezultatul este unul destul de prost: taxe mari pentru supravegherea reglementată (dar fără servicii pe măsură), raportări de date constnate (dar fără să se ia vreodată măsuri pe baza acestora) și una dintre cele mai mari fraude de TVA din istoria recentă a Ungariei. Unul dintre primii pași ai noului guvern ungar ar trebui să fie reconsiderarea modului de funcționare a MEKH. Măsuri foarte simple ar putea produce diferențe semnificative. De exemplu, regimul de licențiere pentru traderii angro (adică firmele care nu furnizează direct consumatorilor finali) ar trebui eliminat. Taxa de supraveghere menționată mai sus ar trebui plafonată la un nivel rezonabil.
În ceea ce privește cooperarea regională, imaginea este mai bună. Cu excepția Sloveniei, toate țările vecine sunt conectate la punctul virtual de tranzacționare MGP din Ungaria. Cea mai mare oportunitate ar fi extinderea capacității conductei România-Ungaria: odată ce România va pune în producție Neptun Deep, această conductă ar putea deveni cel mai important punct de intrare în MGP. Însă cele mai recente zvonuri din piață spun că MEKH (vezi mai sus) NU susține investiții suplimentare în interconectorul de gaze România-Ungaria. E nevoie de multă imaginație și de mult umor ca să identifici înțelepciunea unei asemenea decizii de reglementare. Nu rămâne decât speranța că noul guvern va reconsidera extinderea suplimentară a punctului Csanádpalota.
Jozsef Balogh este senior business developer la Axpo Solutions, Elveția, concentrându-se pe oportunitățile din Europa Centrală și Ucraina în domeniul energiei electrice, al gazelor și al CO2. A activat în industria energetică din Europa Centrală în diferite roluri începând din 1992. A fost activ în special în Ucraina și Ungaria.
