Vývoj na evropském trhu se zemním plynem

V roce 2021 došlo ve světě k silnému růstu cen plynu, který vyvrcholil turbulentním vývojem v prosinci. Abychom pochopili důvody tohoto vývoje, je třeba se podívat nejen na ekonomické fundamenty, jako je poptávka, nabídka a stav zásob, nebo na geopolitickou situaci ve světě, ale i na výrazné změny způsobu obchodování se zemním plynem, ke kterým došlo v uplynulých dvou dekádách. Článek ukazuje, že faktorů, které ovlivňují cenu zemního plynu, je celá řada a vlivem jejich souhry zaznamenaly ceny v Evropě a Asii koncem roku 2021 historická maxima, která byla překonána až s invazí ruských vojsk na Ukrajinu. Na základě tržních výhledů a související analýzy pak v příštích letech nelze očekávat rychlý pokles cen zemního plynu.

• Vyšlo v publikaci Globální ekonomický výhled – březen 2022 (pdf, 1,3 MB)

Úvod

Globální spotřeba zemního plynu roste již delší dobu nejrychleji ze všech fosilních paliv a silný růst lze očekávat i do budoucna. K růstu poptávky silně přispívá industrializace rozvíjejících se ekonomik v Asii, na Blízkém východě nebo v Latinské Americe. Díky rychle rostoucí produkci a přepravě zemního plynu ve zkapalněné podobě (Liquefied Natural Gas, LNG) je zemní plyn dostupný i v zemích, které se nenacházejí v blízkosti jeho nalezišť. Dle IEA se zemní plyn v roce 2020 podílel na cca čtvrtině (6300 TWh) světové produkce elektřiny. Plynové elektrárny díky nižší produkci skleníkových plynů nahrazují méně ekologické uhelné elektrárny. Jejich důležitost ale tkví zejména v jejich pružnosti. Mohou být (na rozdíl od uhelných elektráren) rychle uvedeny z klidu do plného provozu a naopak, a proto jsou ideální jako záloha k vyrovnávání nejen sezonních, ale i krátkodobých výkyvů v produkci zejména solárních a větrných elektráren, jejichž jmenovitá produkční kapacita rychle roste. Do doby, než bude v průmyslovém měřítku vyřešeno skladování elektřiny z obnovitelných zdrojů, budou plynové elektrárny nezbytným přechodovým článkem^[1].

Spotřeba zemního plynu v Evropě se bude dále zvyšovat. Na začátku minulé dekády sice spotřeba plynu v Evropě klesala díky rychlému růstu produkce elektřiny z obnovitelných zdrojů, od roku 2015 se ale tento trend obrátil, když plynové elektrárny začaly nahrazovat uzavírané uhelné a jaderné elektrárny. Díky dočasnému zařazení zemního plynu mezi čisté zdroje energie poroste spotřeba zemního plynu ve střednědobém horizontu i ve vyspělých zemích.

Evropa je však stále více závislá na dovozu zemního plynu kvůli klesající domácí těžbě (Graf 1). Těžba zemního plynu v Evropě se snížila od roku 2010 zhruba na polovinu, jak díky poklesu kontinentální těžby (Nizozemsko), tak těžby v Severním moři (UK). Spotřeba je tak státle větším dílem uspokojována dovozem potrubního plynu z Ruska, Norska, severní Afriky a Azerbajdžánu a dovozem zkapalněného plynu (LNG). Na dovozu LNG do Evropy se dle EIA v roce 2021 nejvíce podílel plyn z USA (26 %), Kataru (24 %) a Ruska (20 %). Největším dodavatelem potrubního plynu do Evropy zůstává Rusko, které preferuje dodávky na základě dlouhodobých bilaterálních kontraktů. K transportu využívá zejména nové plynovody Nordstream (po dně Baltského moře) do Německa a Turkstream (po dně Černé moře přes Turecko) do jižní Evropy. Monopolní vývozce ruského plynu Gazprom naopak omezuje dodávky tradičními plynovody přes Ukrajinu nebo Bělorusko a Polsko.

Graf 1 – Struktura dodávek zemního plynu na evropský trh

Zdroj: EIA, vlastní výpočet
Pozn.: 1 TWh je cca 95 mil. m3 zemního plynu

Díky rostoucí světové produkci LNG se globální trh s plynem stává stále více propojeným. Jednotlivé regiony se ale stále liší mechanismy, na základě kterých je zemní plyn obchodován. Ceny v jednotlivých regionech tak již nejsou nezávislé a můžeme pozorovat jejich postupné sbližování. Rostoucí propojenost těchto původně izolovaných trhů ale zároveň znamená, že poptávkové nebo nabídkové šoky v jednom regionu mají dopad i ve vzdálených oblastech, a to nejen na ceny plynu samotného, ale i na ceny souvisejících komodit (elektřiny, hnojiv nebo chemikálií). I přes částečnou konvergenci však zůstávají ceny zemního plynu v jednotlivých regionech dlouhodobě odlišné. Zatímco v USA se zemní plyn dnes již obchoduje výhradně na tržní bázi (nabídka, poptávka, úroveň zásob), v Asii převládají dodávky na základě bilaterálních dlouhodobých kontraktů, jejichž ceny se odvíjejí od cen konkurenčních paliv (ropa, topný olej, uhlí, atd.). V Evropě můžeme pozorovat silný tlak na přechod od dlouhodobých a na ceny ropy navázaných kontraktů ke kontraktům s kratším horizontem, uzavíraným na tržních principech. To by mělo snížit cenotvornou sílu monopolních dodavatelů a zvýšit transparentnost obchodování. Tyto procesy probíhají postupně i v Asii. V Evropě i ve světě tak vznikají fyzické či virtuální obchodní uzly (trading hubs), na které mají neomezený přístup dodavatelé a odběratelé fyzického plynu, firmy, hledající zajištění proti pohybu cen, ale i investoři, spekulující na budoucí vývoj cen. Tyto změny dopadají zejména na producenty plynu, kterým ztěžují plánování nových investic, a tak mohou případně mít negativní vliv na budoucí nabídku plynu. Nicméně i spotřebitelé, kterým by tyto změny díky vyšší konkurenci na trhu měly zajistit nižší ceny, mohu být vystaveni větší nejistotě a kolísání cen.

V minulé dekádě panoval na světovém trhu s plynem díky rostoucí produkci LNG spíše přebytek nabídky, situace se ale dramaticky změnila v roce 2021. Vývoji na trhu se zkapalněným zemním plynem jsme se v GEVu podrobněji věnovali v září 2018^[2]. Z tehdejších závěrů vyplynulo, že převis produkčních kapacit zkapalněného zemního plynu (LNG) nad poptávkou by měl vrcholit v roce 2020 a odeznít v roce 2022. Zpětně můžeme konstatovat, že do roku 2020 rychlý růst produkce LNG skutečně stlačoval ceny zemního plynu ve většině světových regionů. Globální trh se zemním plynem však byl nečekaně ovlivněn propuknutím pandemie koronaviru. Ta nejprve snížila poptávku v roce 2020 a vedla k nebývalému poklesu cen zemního plynu, v následujícím roce se však situace zásadně změnila. S oživením globální ekonomiky vzrostla celosvětová poptávka po všech primárních energetických komoditách, což bylo doprovázeno silným růstem jejich ceny. Zvýšení tržních cen zemního plynu ale bylo zdaleka největší a v prosinci 2021 zaznamenaly jeho ceny v Evropě a Asii historická maxima, která byla překonána až vypuknutím války na Ukrajině (Graf 2).

Graf 2 – Vývoj tržních cen zemního plynu od roku 2021

Zdroj: Datastream, vlastní výpočet
Pozn.: TTF = zemní plyn v Evropě; HenryHub = zemní plyn v USA

Stručný pohled do minulosti

Mezinárodní obchod se zemním plynem začal nabývat na významu zhruba v 60. letech minulého století. Plyn se spotřebovával většinou lokálně poblíž jeho nalezišť. Cenotvorné mechanismy zahrnovaly jak regulované ceny, stanovované vládními agenturami, tak více či méně tržně určované ceny, které se odvíjely od ceny jiné referenční (většinou konkurenční) komodity, nebo ceny určované čistě tržně na základě poptávky a nabídky na spotových trzích^[3]. Vývoj těchto mechanismů i samotných cen plynu se přitom lišil napříč regiony (Graf 3), neboť nebyl způsob, jak tyto regiony obchodně propojit (na rozdíl např. od trhu s ropou).  

Ještě v roce 2010 převládaly v mezinárodním obchodu se zemním plynem dlouhodobé kontrakty indexované k ceně ropy. To znamená, že cena plynu byla odvozována od vývoje cen referenčních (konkurenčních) komodit. Tento mechanismus vzniknul v Evropě v 60. letech minulého století a později se rozšířil i na obchodování se zkapalněným zemním plynem v Asii. Naopak ve Spojených státech rychle převládlo obchodování na obchodních uzlech (trading hubs), kde cena zemního plynu vznikala tržně na základě aktuální nabídky a poptávky. Tato forma liberalizovaného trhu se koncem 90. let minulého století začala šířit i do Evropy. První virtuální obchodní uzel – National Balancing Point (NBP) – vznikl ve Spojeném království. Později byl britský systém plynovodů propojen s Belgií a tržní obchodování se zemním plynem se tak začalo prosazovat i v severozápadní Evropě.

Graf 3 – Vývoj cen zemního plynu v jednotlivých regionech

Zdroj: IGU – Wholesale Gas Price Survey 2021 Edition

Obchodování se zemním plynem na základě tržních principů v Evropě zpočátku nepředstavovalo větší problém pro zavedené aktéry na trhu. Omezené množství tradičních velkých obchodních společností odebíralo zemní plyn od několika málo dodavatelů (producentů) na základě dlouhodobých kontraktů (20 a více let). Ceny plynu byly navázány na vývoj cen konkurenčních produktů (ropy, ropných produktů, případně uhlí a dalších komodit) a cenové vzorce bylo možné čas od času upravovat na základě vzájemné dohody a situace na trhu. Odběratel měl dále určitou volnost ohledně odebíraného množství v daném roce, které se typicky pohybovalo v rozmezí 85 – 115 % nominálního smluvního ročního objemu. Smlouvy však obsahovaly i doložku o povinném minimálním odebraném objemu (take-or-pay). Odběratel tak i v případě nižšího odběru musel zaplatit dodavateli minimální dohodnuté množství^[4]. Tradiční velkoodběratelé pak přeprodávali plyn na základě kratších kontraktů lokálním rozvodným sítím a velkým koncovým odběratelům (průmyslovým podnikům). Pokud se cena na spotovém trhu vyvíjela odlišně od cen dlouhodobých kontraktů, měli tradiční velcí odběratelé většinou dostatek prostoru k manévrování. V případě vyšší tržní ceny odebrali od dodavatele více plynu a dodávali ho i na spotový trh. V opačném případě naopak snížili své objednávky v rámci dlouhodobých kontraktů a zbytek nakupovali na spotovém trhu. Spotové tržní ceny se tak příliš neodchylovaly od indexovaných cen dlouhodobých kontraktů.

Situace se ale zásadně změnila po finanční krizi 2008 a Evropa se stala „bojištěm“ mezi dvěma odlišnými cenotvornými mechanismy (Melling, 2010). K tomu přispělo současné působení hned několika faktorů. Koncem roku 2008 silně poklesla globální poptávka po zemním plynu, zejména ze strany průmyslových podniků. Současně rostla nabídka zkapalněného zemního plynu na světových trzích, jehož dodávky byly přesměrovány z Asie a USA^[5] do Evropy. Díky postupně přijímané legislativě, která měla zajistit větší liberalizaci, se na evropském trhu začalo objevovat stále více menších obchodníků, kteří představovali konkurenci zavedeným velkoobchodním společnostem. Tradiční obchodníci byli svázáni dlouhodobými kontrakty a závazky minimálního odběru, který při tak velkém poklesu poptávky nebyli schopni prodat. Navíc kvůlil silnému poklesu tržních cen nebyli schopni konkurovat ani cenově. Jedinou možností pro ně tak bylo vyjednat úpravu stávajících kontraktů, a to nejen co se týče ceny, ale i minimálních odběrů.

Na významu začal v Evropě rychle nabývat podíl plynu, obchodovaného za tržní ceny. Producenti (zejména z Ruska a Alžírska), kteří nechtěli přijít o systém dlouhodobých kontraktů ani o dlouhodobé zákazníky, nakonec ustoupili jejich vyjednávací síle. Snížili (byť dočasně) požadované množství minimálního odběru a začali tradičním odběratelům část plynu dodávat za (nižší) tržní ceny, přičemž toto množství se postupně zvětšovalo^[6]. Zároveň se ale zvětšovalo i množství plynu, dodávaného na spotové trhy (zejména potrubní plyn z Norska a LNG z Kataru). Přebytek plynu na globálním trhu přetrvával až do roku 2020, což spolu se sílící konkurencí udržovalo tržní ceny pod cenami kontraktů navázaných na cenu ropy. Podíl k ceně ropy indexovaných kontraktů tak setrvale klesal, dle EIA z více než 90 % v roce 2006 na méně než 10 % v roce 2020 (Graf 4)^[7].

Graf 4 – Růst podílu plynu, dováženého do Evropy za tržní ceny

Zdroj: EIA, IGU

Příčiny silného růstu cen zemního plynu v roce 2021

Po více než dekádu trvajícím období relativního přebytku zemního plynu na globálním trhu přinesl rok 2021 sílící růst cen plynu ve většině regionů, který vyvrcholil silnými turbulencemi v prosinci. Dle IEA (2022) se na tom postupně podílelo větší množství faktorů, a to jak na straně poptávky, tak nabídky. Růst globální spotřeby zemního plynu v roce 2021 o 4,6 % byl více než dvakrát vyšší, než pokles v předchozím roce.

Silný růst světové poptávky byl tažen jak ekonomickým oživením po předchozí recesi, způsobené pandemií koronaviru, tak řadou nepříznivých klimatických jevů. Na začátku roku 2021 zvyšovalo chladné počasí spotřebu zemního plynu v Asii. Velcí dovozci, jako Japonsko nebo Jižní Korea, následně v průběhu roku doplňovali zásoby po chladné zimě. K tomu maximálně využívali své dlouhodobé kontrakty na dovoz zkapalněného zemního plynu, jejichž k ceně ropy indexovaná cena byla příznivější než cena na spotovém trhu. Na ten tak mířilo menší množství dodávek (i přes rostoucí vývoz z USA). Silně rostla i poptávka z Číny, jejíž ekonomika se rychle zotavila z pandemie a byla zasažena energetickou krizí v důsledku nedostatku uhlí a jeho vysokých cen. Cena plynu na spotovém trhu v Asii tak raketově rostla. Spotřeba plynu se zvyšovala v důsledku chladné zimy a následného doplňování zásobníků i Severní Americe. V Brazílii a Turecku nejhorší sucho za dekádu v průběhu roku snížilo produkci vodních elektráren. Ta byla nahrazována mimo jiné zvýšeným využitím plynových elektráren, což podporovalo tamní poptávku po zemním plynu. Stabilně pak roste poptávka po zemním plynu prakticky ve všech rozvíjejících se zemích jihovýchodní Asie (např. v Indii nebo Pákistánu).

Na nabídkové straně nepříznivě působily plánované i mimořádné výpadky těžby a produkce LNG. Pandemie koronaviru působila v roce 2020 nedostatek pracovní síly a pravidelná údržba těžebních zařízení na nalezištích plynu tak byla odsouvána. Následně pak byla prováděna v roce 2021 právě v době zvýšené poptávky po plynu. Kromě toho v roce 2021 došlo i k rekordnímu výpadku produkce LNG z důvodu poruch na zařízení (v některých obdobích bylo dle IEA mimo provoz až 8 % jmenovité kapacity).

Specifická situace byla na trhu s plynem v Evropě. Tamní zásobníky plynu zůstaly po chladné a dlouhé zimě značně vyprázdněné. Nízká produkce větrných elektráren v létě si vyžádala větší zapojení záložních plynových elektráren v Německu, což společně se zvýšenou cenou plynu a oživováním průmyslové aktivity vlivem slábnutí pandemie zpomalovalo doplňování zásob plynu během letní sezóny. Poptávku po plynu zvyšovala i rostoucí cena emisních povolenek CO₂. Míra naplnění evropských plynových zásobníků před následující topnou sezónou tak v průběhu roku 2021 dále klesala pod dlouhodobý průměr (Graf 5). Nízká naplněnost zásobníků spolu se zhoršujícími se politickými vztahy s Ruskem pak vedly k obavám z nedostatku plynu nejen během nadcházející zimy, ale i v průběhu celého roku 2022. To vyhnalo ceny zemního plynu před vánočními svátky na do té doby nepředstavitelnou úroveň (Graf 2).

Graf 5 – Vývoj zásob zemního plynu v Evropě

Zdroj: Gas Infrastructure Europe - Aggregated Gas Storage Inventory
Pozn.: Minimum a maximum let 2016 - 2020 pro odpovídající den roku

Aktuální a očekávaný budoucí vývoj na evropském trhu s plynem

K relativnímu zklidnění na začátku roku 2022 přispěly zvýšené dodávky LNG na evropský trh. Díky mírné zimě v Asii během prosince a dostatečným tamním zásobám se snížila poptávka a spotové ceny LNG v Asii^[8] klesly pod evropskou úroveň. Část spotových dodávek (zejména z USA a Kataru) tak mohla být koncem roku 2021 přesměrována z Asie do Evropy. Zároveň Čína přeprodávala přebytky plynu, nakoupeného na základě svých dlouhodobých kontraktů. Poptávka po LNG se snížila i v Brazílii, kde se díky vydatným dešťům zvýšila produkce tamních vodních elektráren na úkor plynových. V lednu 2022 tak mířilo do Evropy rekordní množství LNG. To sice jen vrátilo cenu plynu v Evropě k hodnotám z října a listopadu (které byly z historického pohledu i tak extrémně vysoké), nicméně kolísání cen se výrazně snížilo. Situace na trhu s plynem ale nadále zůstává napjatá a postupně se prodlužuje horizont období, po které je očekáváno setrvání cen zemního plynu na zvýšené úrovni.

Příznivě působil i vývoj počasí v Evropě. Teploty v lednu a únoru se v Evropě pohybovaly nad normálem a větrné počasí zvýšilo produkci větrných elektráren v Severním moři, což snížilo potřebu elektřiny z plynových elektráren. Deficit evropských zásob vůči pětiletému průměru pro dané období se tak snižoval.

Světový růst poptávky po zemním plynu v roce 2022 by měl být dle IEA nižší. Důvodem je očekávaný slábnoucí ekonomický růst ve světě a nižší poptávka v reakci na vysoké ceny plynu. Naopak nabídka by se měla zotavit. To by mohlo zlepšit situaci při doplňování zásob, snížit napětí na trhu a umožnit tak pokles cen zemního plynu.

Zklidnění na trhu se zemním plynem v Evropě však netrvalo dlouho. Invaze ruských vojenských jednotek na Ukrajinu a s tím spojené sankce západních zemí na Rusko a případné odvetné sankce vrhají nejistotu na bezpečnost dodávek zemního plynu z Ruska. Komplikace by mohl způsobit i příchod delšího období chladnějšího počasí nebo výpadky obnovitelných zdrojů elektřiny. Problémem je i výhled cen plynu. Termínované tržní kontrakty signalizují, že cena zemního plynu v Evropě by měla na zvýšené úrovni přetrvávat po delší dobu (minimálně do prvního čtvrtletí 2023). Navíc ceny se příliš neliší mezi letním a zimním obdobím a motivace k doplňování evropských zásobníků během léta je tak nízká. Trvalejší úlevu by mohl přinést až rok 2025, kdy by mělo být do provozu uvedeno větší množství nových kapacit na produkci a vývoz LNG, zejména v Kataru.

Důsledky liberalizace evropského trhu s plynem

Během minulé dekády se v Evropě celkem jednoznačně prosadily kontrakty, navázané na tržní ceny plynu. Důvodů bylo hned několik. Z administrativního hlediska to byla snaha EU pomocí legislativy liberalizovat evropský trh se zemním plynem. Příznivě působil i přebytek plynu na světových trzích, který snižoval tržní cenu zemního plynu pod cenu kontraktů, indexovaných k ceně ropy. Zákazníci tudíž tlačili na dodávky plynu za tržní ceny. Zvyšoval se tak význam obchodních uzlů, na kterých bylo uzavíráno stále více kontraktů za tržní ceny, rostla jejich likvidita díky masivní účasti finančních investorů.

Nakupování zemního plynu za tržní ceny bylo prakticky celou minulou dekádu výhodné pro spotřebitele. Tradiční dodavatelé i velkoobchodní odběratelé plynu postupně ztráceli s dlouhodobým přebytkem plynu na trhu a s růstem spotového trhu svou cenotvornou sílu a přicházeli o část svých stabilních zisků. Výhodnost dovozu zemního plynu do Evropy na základě tržních cen obhajuje např. Zeniewsky (2021), který uznává, že liberalizace sice vystavila evropské doběratele většímu kolísání cen, ale za minulou dekádu jim ušetřila až 70 mld. EUR (Graf 6). V indexovaných kontraktech byly referenční ceny ropy navíc vyhlazovány použitím pohyblivých průměrů (6 – 9 měsíců), takže neodrážely aktuální tržní situaci. To sice umožňovalo relativní stabilitu cen plynu a dodavatelům snadnější plánování investic do těžby a budování plynovodů nebo terminálů LNG, ale zákazníci nemohli těžit z nízkých cen z důvodu tehdejšího přebytku zemního plynu na trhu (mj. i v důsledku břidlicové revoluce v USA). Navíc je flexibilita trhu potřebná i kvůli přechodu na obnovitelné zdroje elektřiny, jejichž výkon je značně kolísavý a vyžaduje pružné zálohování (plynovými elektrárnami), a tedy i pružné dodávky zemního plynu.

Graf 6 – Srovnání nákladů na dovoz plynu do Evropy

Zdroj: IEA
Pozn.: Hypotetický rozdíl mezi náklady na dovoz plynu v případě 100% indexovaných cen k cenám ropy a náklady na základě aktuálních dovozních cen.

Rok 2021 ale přinesl zásadní změnu. Jak bylo popsáno výše, v roce 2021 došlo na světovém trhu se zemním plynem k silnému růstu poptávky a tedy i cen. Tržní cena plynu se tak dosala vysoko nad cenu indexovanou k ropě. Naplnil se tak scénář, který popsal Melling již v roce 2010. Ten předpokládal, že přechod na tržní ceny nejvíce poškodí tradiční velké obchodníky na trhu. Jelikož převážná část těžby je v rukou několika málo velkých producentů, Evropa bude téměř jistě čelit oligopolnímu chování, které producentům v delším horizontu umožní kontrolovat ceny zemního plynu. Těžaři budou řídit svouji těžbu tak, aby maximalizovali své zisky^[9]. Přitom budou obcházet tradiční velkoobchodníky a uzavírat smlouvy i s menšími obchodními společnostmi a velkými koncovými odběrateli, čímž získají lepší přehled o situaci na trhu. Pokud pak dojde k silnějšímu růstu poptávky (s čímž lze díky industrializaci velkých rozvíjejících se ekonomik téměř jistě počítat), získají dodavatelé opět velkou cenotvornou sílu, která jim zajistí možná vyšší zisky, než původní kontrakty, indexované k cenám ropy. Evropská legislativa přitom omezila spíše monopolní chování tradičních velkoobchodníků, kterým na trhu vznikla velká konkurence menších obchodních společností. Chování producentů je však daleko těžší administrativně ovlivňovat. Pokud nastanou podmínky, kdy ostatní konkurenti nejsou schopni dostatečně navyšovat produkci, může i jeden velký producent ovlivnit tržní cenu plynu omezením svých dodávek na daný trh. To v době kontraktů indexovaných k ceně ropy nebylo možné.

Až budoucnost rozhodne, jak budou změny směrem k čistě liberalizovanému trhu s plynem v Evropě životaschopné. Pokud bude na světovém trhu se zemním plynem pokračovat silný růst poptávky a jen omezený růst těžby (nabídky), je možné, že situace z roku 2021, která byla pro evropské spotřebitele značně nevýhodná, bude pokračovat i v dalších letech. To by logicky změnilo pohled na tržní obchodování se zemním plynem^[10]. Výsledek by přitom měl s velkou pravděpodobností dopad i na vývoj obchodních mechanismů na asijském trhu s LNG, kde je zatím přechod na tržní kontrakty pomalejší. Obchodování se zemním plynem na základě krátkodobých kontraktů a tržních cen přináší větší kolísání^[11] a nejistotu a tím obecně snižuje motivaci producentů k investicím do těžby, které jsou finančně značně náročné a vyžadují dlouhý časový horizont splácení. Kromě toho investicím do těžby fosilních paliv obecně nepřeje ani sentiment, ovlivněný snahami o snižování emisí CO₂. Banky a investoři tak preferují investiční projekty, zaměřené spíše na stavbu obnovitelných zdrojů energie.

Skutečný dopad vysokých cen zemního plynu do ekonomiky

Spotové ceny na obchodních uzlech nemusí být ideálním měřítkem dopadu cen plynu do ekonomiky. Na spotových trzích můžeme pozorovat velké množství různých cen. Největší objemy představují obchody na následující den a následující měsíc. Stejně jako na trhu s ropou může mít křivka cen termínovaných kontraktů různý sklon. Pokud obchodníci vnímají aktuální přebytek komodity na trhu, futures křivka má pozitivní sklon (contango), což znamená, že ceny kontraktů s bližším horizontem dodání jsou nižší než časově vzdálenější kontrakty. Tento stav byl charakteristický v průběhu minulé dekády a pro obchodnky bylo výhodné nakupovat kontrakty s kratším horizontem dodání. Opačný stav se nazývá backwardation (negativní sklon futures křivky). Skutečná průměrná cena dováženého plynu tak závisí na časové struktuře uzavřených fyzických kontraktů a je těžké ji odvodit z cen na spotových trzích (kde většina kontraktů nekončí fyzickým dodáním). Nicméně určitou představu si můžeme udělat na základě celních statistik dovozu. Často (zejména v minulosti) citovanou cenou byla cena zemního plynu na hranicích s Německem (German Border Price), která byla odhadem dovozní ceny ruského plynu. Byla spočtena jako poměr celkové ceny a fyzického množství (v jednotkách obsažené energie) dovezeného plynu v daném měsíci. Obdobně můžeme vypočítat i cenu dováženého plynu do ČR. Výsledky jsou shrnuty v Grafu 7. Je vidět, že prudký nárůst tržních cen v závěru roku 2021 nemusí mít odpovídající dopad do cen producentů, ani do spotřebitelské inflace, neboť část plynu byla nasmlouvána již dříve. Nicméně čím déle budou přetrvávat vysoké ceny na spotových trzích, tím silnější lze očekávat přenos do aktuálních dovozních cen, a tedy do ekonomiky.

Graf 7 – Porovnání dovozních cen zemního plynu do ČR s tržní cenou na TTF

Zdroj: Datastream, ČSÚ, vlastní výpočet
Pozn.: TTF - průměrná cena měsíčního kontraktu na daný měsíc

Závěr

Světový trh se zemním plynem je v současnosti nejrychleji rostoucím segmentem komoditních trhů. Spotřeba zemního plynu se dynamicky zvyšuje zejména v rozvíjejících se ekonomikách Asie a Jižní Ameriky. Díky růstu produkce a vývozu zkapalněného zemního plynu se trh se zemním plynem stal více globálním. Ceny plynu v jednom regionu tak dnes mohou být ovlivňovány i vývojem ve značně odlehlých oblastech světa. Světová poptávka po zemním plynu roste díky snaze o odklon od spalování uhlí, neboť spalování zemního plynu produkuje menší množství skleníkových plynů. Někde jsou nahrazovány plynovými elektrárnami i odstavované jaderné elektrárny. Z důvodu rostoucího podílu obnovitelných zdrojů energie na produkci elektřiny vzrostla důležitost zemního plynu a plynových elektráren jako záložního zdroje k těmto nestabilním a na počasí závislým technologiím a bohužel zatím není technicky vyřešeno skladování velkých objemů elektrické energie. Od cen plynu se tak v současnosti těsně odvíjejí i ceny elektřiny (zejména v Evropě).

Evropský trh se zemním plynem doznal v minulé dekádě výrazných změn. Původní dlouhodobé kontrakty s cenami plynu odvozenými od cen ropy a dalších energetických komodit vycházely z filosofie konkurence paliv u koncového zákazníka. Pro producenty byly výhodné, neboť jim zajišťovaly pravidelný příjem a umožňovaly plánovat. Spotřebitelům pak zajišťovaly relativně stabilní ceny. Nezohledňovaly však vývoj tržních fundamentů přímo na trhu s plynem. Na světovém trhu se zemním plynem byl v minulé dekádě přebytek a jeho nízké tržní ceny se pohybovaly pod cenami indexovanými k ropě. Spotřebitelé proto vyvíjeli tlak na zohlednění tržních cen v jejich kontraktech a Evropská unie se pomocí legislativy snažila zvýšit konkurenci na trhu se zemním plynem. V roce 2020 tak již bylo více než 90 % zemního plynu dodáno na evropský trh na základě kontraktů s výrazně kratší dobou trvání a cenami určovanými čistě tržními silami.

Obchodování na základě tržních cen plynu může přinést vyšší volatilitu cen i dlouhodobě vyšší cenovou úroveň, zejména pokud se na trhu objeví nedostatek komodity. To se projevilo výrazně v roce 2021. Již Melling (2010) popsal možné důsledky budoucí liberalizace trhu a přechodu na tržní oceňování plynu. Předpokládal, že nejvíce zasaženi budou tradiční velkoobchodní odběratelé, kteří přijdou o své monoplní zisky. Naopak producenti plynu se dokáží nové situaci časem přizpůsobit a případně své zisky ještě zvýšit. Na straně dodavatelů existuje typicky jen malé množství velkých těžebních firem a nelze vyloučit (a lze jen těžko administrativně regulovat) jejich oligopolní chování. I jeden velký producent může bez většího rizika ztráty podílu na trhu snížením dodávek způsobit silný růst tržních cen, což můžeme pozorovat i v současnosti. Jedním z mála nástrojů, které má evropská administrativa v boji proti kolísání cen zemního plynu je lepší využití a propojení evropských podzemních zásobníků, o kterém se aktuálně jedná. Teprve budoucnost ale ukáže, zda obchodování zemního plynu na čistě tržním základě bude životaschopné a zda se prosadí i v ostatních regionech mimo Evropu.

Zdroje

Birol, Fatih (2022): Europe and the world need to draw the right lessons from today’s natural gas crisis, IEA commentary, 13 January 2022 https://www.iea.org/commentaries/europe-and-the-world-need-to-draw-the-right-lessons-from-today-s-natural-gas-crisis

Heather, Patrick (2012): Continental European Gas Hubs: Are they fit for purpose?, The Oxford Institute for Energy Studies, OIES paper NG63, June 2012 https://www.oxfordenergy.org/wpcms/wp-content/uploads/2012/06/NG-63.pdf

Heather, Patrick (2015): The evolution of European traded gas hubs, The Oxford Institute for Energy Studies, OIES paper NG104, December 2015 https://www.oxfordenergy.org/wpcms/wp-content/uploads/2015/12/NG-104.pdf

Heather, Patrick and Beatrice Petrovich (2017): European traded gas hubs: an updated analysis, The Oxford Institute for Energy Studies, OIES energy insight 13, May 2017 https://www.oxfordenergy.org/wpcms/wp-content/uploads/2017/05/European-traded-gas-hubs-an-updated-analysis-on-liquidity-maturity-and-barriers-to-market-integration-OIES-Energy-Insight.pdf

IEA (2022): Gas Market Report, Q1 2022, January 2022 https://www.iea.org/reports/gas-market-report-q1-2022

IGU (2021): Global Wholesale Gas Price Survey 2021 Edition, International Gas Union, June 2021 https://www.igu.org/resources/global-wholesale-gas-price-survey-2021/

Melling, Anthony J. (2010): Natural gas pricing and its future, Carnegie Endowment for International Peace https://carnegieendowment.org/files/gas_pricing_europe.pdf

Zeniewsky, Peter (2021): Despite short-term pain, the EU’s liberalised gas markets have brought long-term financial gains, IEA commentary, 22 October 2021 https://www.iea.org/commentaries/despite-short-term-pain-the-eu-s-liberalised-gas-markets-have-brought-long-term-financial-gains

Klíčová slova

zemní plyn, LNG, oil indexation, gas-on-gas competition, trading hubs

JEL Klasifikace

D40, D43, L10, Q40

^[1] V konečné fázi přechodu na obnovitelné zdroje by měly jako záloha jejich nezbytně kolísavé produkce sloužit úložiště elektrické energie v podobě baterií, zásobníků vodíku a dalších technologií. Ty jsou však v současnosti teprve v raném stádiu vývoje. Navíc je třeba zdůraznit, že tyto technologie sice umožní snížit závislost Evropy na dovozu fosilních paliv pro výrobu elektřiny a tepla, nicméně na druhé straně budou pro svoji výrobu vyžadovat dovoz značného množství vzácných kovů a minerálů (jako je lithium, kobalt, nikl a další).

^[2] Zaostřeno na trh s LNG

^[3] Zde máme na mysli spotové trhy v širším slova smyslu, kde jsou realizovány nejen promptní obchody, ale i termínované kontrakty s různou splatností, fyzické i virtuální obchody, standardizované, OTC i bilaterální obchody, vše ale na základě aktuálního vývoje na trhu s plynem.

^[4] Tím si jakoby předplatil plyn do budoucna a v průběhu několika následujících let ho mohl odebrat, pokud v tomto období splnil podmínku minimálního odběru. Tato doložka zajišťovala dodavateli stabilní finanční příjmy, potřebné ke splácení investic do těžby.

^[5] V USA díky „břidlicové revoluci“ s těžbou ropy silně rostla i produkce zemního plynu. Spojené státy tak byly stále méně závislé na dovozu LNG a zhruba od roku 2018 se staly čistým vývozcem zemního plynu.

^[6] Kromě toho byly v důsledku nově zaváděné legislativy mj. rušeny i doložky, zakazující odběratelům přeprodávat plyn do jiných než smluvních destinací.

^[7] U zkapalněného zemního plynu nebyl přechod na tržní ceny tak rychlý a v roce 2020 bylo stále ještě cca 60 % objemu indexováno k ceně ropy.

^[8] Japan Korea Marker (JKM) – referenční cena asijského spotového trhu

^[9] Podobné chování můžeme pozorovat v současnosti u firem, těžících ropu z břidlic v USA. Ty se v první fázi „břidlicové revoluce“ snažily maximalizovat podíl na trhu, což vedlo k silnému přebytku ropy na světových trzích. Výsledkem byla cena ropy, která nepokrývala jejich investiční cyklus, a finanční problémy celého odvětví. V současnosti tyto firmy změnily své chování, omezují růst investic do těžby a příjmy z vysokých cen ropy používají na splácení úvěrů a výplatu dividend.

^[10] V reakci na turbulentní vývoj a růst cen na trhu s plynem se již objevují snahy některých odběratelů o návrat ke kontraktům indexovaným k ceně ropy.

^[11] Na obchodních uzlech probíhají obchody nejen s fyzickou komoditou, ale i s finančními instrumenty, které nakonec neskončí fyzickým dodáním nebo odběrem. Tyto instrumenty využívají společnosti k zajištění budoucích cen, ale i finanční investoři. Ti na jednu stranu zvyšují likviditu obchodního uzlu, ale na druhé straně svým stádním chováním zesilují kolísání cen, vyvolané třeba původně jen mírnou změnou fundamentů. Přitom poměr celkových obchodů na daném obchodním uzlu může být mnohonásobně vyšší než nakonec dodané fyzické množství plynu. Tento poměr se nazývá churn ratio a často je mnohem vyšší než 10.