Kako su se globalne cene gasa menjale od 2020. godine i zašto je uvek Evropa u najvećem problemu?

Troškovi energije mogu uticati na to gde kompanije grade svoje proizvodne pogone i proširuju poslovanje. Za energetski intenzivne delatnosti niže cene prirodnog gasa mogu predstavljati važnu prednost u poslovanju.

Od 2006. do 2025. godine prosečne godišnje cene gasa u američkom regionu Shale Crescent (geografski region u obliku polumeseca u kome dominira eksploatacija škriljca i prirodnog gasa, obuhvata Ohajo, Pensilvaniju i Zapadnu Virdžiniju) bile su niže od cena na evropskim i azijskim tržišnim čvorištima. Pored toga, prema prosečnim vrednostima regionalne cene bile su niže od američke referentne cene Henry Hub u svakoj punoj godini od 2012. nadalje.

Na primer, prosečna cena u tom regionu 2022. iznosila je tek 5,59 dolara po milionu britanskih termalnih jedinica (MMBtu). Poređenja radi, evropski prosek iznosio je 37,52 dolara, a azijski 33,30 dolara.

U poređenju sa evropskim, američki Shale Crescent gas bio je čak šest puta jeftiniji u godini izbijanja rata u Ukrajini i početka globalnih poremećaja u snabdevanju ovim važnim energentom. Prosečne cene u regionu Shale Crescent ostale su znatno ispod evropskih i azijskih referentnih cena do danas, uprkos otvaranju novog sukoba sa Iranom.

Od januara do septembra 2026. prosečna cena Shale Crescent USA (EGTS) iznosila je 2,85 dolara/MMBtu. Istovremeno, evropski TTF u proseku je iznosio 16,75 dolara/MMBtu, a azijski JKM 17,75 dolara/MMBtu, objavio je MMF u svom izveštaju o energetici. Cena EGTS-a u 2026. do sada je bila oko 83 odsto niža od referentnih cena na prekomorskim tržištima.

Za američke proizvođače ova razlika čini troškove energije važnim faktorom pri izboru lokacije. Niži troškovi gasa mogu doprineti konkurentnosti proizvodnje i ostaviti više prostora za ulaganja.

Potrošnja gasa određene kompanije određuje koliko će ove razlike u cenama uticati na njene operativne troškove. Zbog toga je poređenje posebno značajno za energetski intenzivne projekte.

Eksplozivno tržište gasa

Period od 2022. do kraja 2025. godine obeležila su tri osnovna trenda na svetskom tržištu prirodnog gasa: ekstremni cenovni šok usled rata u Ukrajini i poremećaja u snabdevanju Evrope ruskim gasom, snažna korekcija cena tokom 2023. i 2024. godine, a zatim ponovni rast u 2025. godini.

Radi poređenja različitih tržišta, sve cene u analizi izražene su u američkim dolarima po milionu britanskih termalnih jedinica (USD/MMBtu), uz korišćenje godišnjih proseka relevantnih tržišnih repera. Evropska cena na referentnom čvorištu TTF porasla je sa približno 15,9 USD/MMBtu u 2021. na 37,5 USD/MMBtu u 2022, da bi potom pala na 12,9 USD/MMBtu u 2023. i 10,9 USD/MMBtu u 2024. godini.

U 2025. prosečna cena iznosila je oko 11,9 USD/MMBtu. Iako je tržište nakon krize postalo znatno stabilnije, cene u Evropi ostale su iznad nivoa karakterističnih za period pre energetske krize.

Kako piše u svojoj obimnoj analizi ogranak Federalnih rezervi iz Sent Luisa, u Kini, koja predstavlja jednog od ključnih kupaca gasa na svetskom tržištu, kretanje uvoznih cena TPG0-a pratilo je trend na širem azijskom tržištu: referentna cena azijskog TPG-a iznosila je prosečno 33,3 USD/MMBtu u 2022, 13,5 USD/MMBtu u 2023, 11,7 USD/MMBtu u 2024. i 12,1 USD/MMBtu u 2025. godini.

Važno je, međutim, razlikovati ovu uvoznu cenu od stvarne prosečne nabavne cene gasa u Kini, jer se deo potrošnje snabdeva domaćom proizvodnjom i cevovodnim uvozom, dok regulacija i dugoročni ugovori utiču na krajnje troškove.

Rusiju je potrebno posmatrati zasebno: posle smanjenja izvoza u Evropu, preusmeravanje dela tokova prema Aziji promenilo je geografiju trgovine, ali ne postoji jedna jedinstvena ruska tržišna cena uporediva sa TTF-om.

Domaće regulisane cene, izvozne ugovorne cene i cene isporuka Kini razlikuju se po formiranju, pa bi njihovo svođenje na jednu vrednost bez jasno definisane metodologije dalo pogrešnu sliku. Iza ugovorene cene izvoza ruskog gasa često stoje najpre politički razlozi.  

Na kraju, Australija i Afrika potvrđuju da se globalni trendovi ne prenose jednako na sva tržišta. Australija je istovremeno veliki izvoznik TPG-a i tržište sa sopstvenim regionalnim ograničenjima snabdevanja: na istočnoj obali domaće veleprodajne cene dostigle su rekordne nivoe tokom 2022, pod uticajem međunarodne potražnje i konkurencije između izvoza i domaće potrošnje, a zatim su se smanjile, ali su ostale iznad nivoa pre energetske krize.

Na primer, prosečna spot cena na istočnoj obali Australije tokom 2025. iznosila je oko 12,76 australijskih dolara po gigadžulu, što odgovara približno 12 USD/MMBtu uz ilustrativni kurs od 0,65 USD za australijski dolar; taj iznos nije direktno uporediv sa izvoznom cenom TPG-a, već predstavlja lokalni veleprodajni reper.

U Africi se izdvajaju izvoznici poput Nigerije, Alžira i Egipta, čije su mogućnosti da ostvare prihod od visokih evropskih i azijskih cena zavisile od raspoloživosti proizvodnje, infrastrukture, dugoročnih ugovora i kapaciteta za izvoz TPG-a.

Evropska cena TTF-a imala je poseban značaj za afričke dobavljače povezane sa evropskim tržištem, ali se ne može tretirati kao cena koju svaki proizvođač automatski ostvaruje.

Evropska unija se može okarakterisati kao region sa najizraženijom cenovnom ranjivošću, jer istovremeno ima ograničenu domaću proizvodnju u odnosu na potrošnju, visoku zavisnost od uvoza i snažnu izloženost globalnoj konkurenciji za TPG. Njena ključna slabost nije samo zavisnost od određenog dobavljača, već činjenica da sve veći deo potreba mora da zadovoljava po cenama koje se formiraju na međunarodnom tržištu.

Za razliku od SAD ili Rusije, koje koriste prednosti obilne domaće proizvodnje, EU je izloženija prenosu globalnih poremećaja na troškove industrije, proizvodnje električne energije i grejanja.