Globale naturgasspriser har, i motsetning til oljepriser, i mindre grad blitt påvirket av den økende geopolitiske uroen i Midtøsten. Markedet har likevel vært nervøst, gitt Israels betydelige offshore gassreserver. Feltene Leviathan og Tamar eksporterer både rørgass til Egypt og Jordan, samt LNG til blant annet Europa. Under de mest intense periodene av uroen har både produksjon og eksport blitt midlertidig stoppet eller redusert av sikkerhetshensyn. Likevel har produksjonen i stor grad gått som normalt.

Det globale gassmarkedet er naturligvis ikke immunt mot en regional storkrig, som i verste fall kan påvirke Saudi-Arabia, med deres enorme ressurser av både olje og gass. Et enda mer dramatisk scenario er at Iran blokkerer Hormuzstredet, som står for omtrent 20 prosent av global LNG-eksport. Heldigvis vurderes sannsynligheten for en slik eskalering som lav.

Slutten på russisk rørgass

Det europeiske gassmarkedet er derimot mer preget av den pågående krigen mellom Russland og Ukraina. En umiddelbar våpenhvile virker usannsynlig, og den nåværende gasstransittavtalen mellom russiske Gazprom og ukrainske Naftogaz via rørledningen “Brotherhood” utløper ved årsskiftet. Dette markerer sannsynligvis slutten på russisk rørgass til Sentral-Europa.

Dagens gassvolumer gjennom Ukraina er imidlertid marginale. “Brotherhood” er den eneste rørledningen som fortsatt eksporterer russisk gass direkte til Europa, med daglige leveranser på rundt 0,4 TWh – bare 11 prosent av snittet på 3,6 TWh pr. dag fra 2015 til 2021. Dette kraftige fallet skyldes Russlands mottiltak mot europeiske sanksjoner etter invasjonen av Ukraina i 2022.

Tilstrekkelig buffer i gasslagre

Geopolitisk uro ligger som en latent risiko i et allerede stramt globalt gassmarked, men det er først og fremst fundamentale forhold som har løftet prisene i høst. Markedet priser inn betydelig vinterrisiko. Pr. 22. november er de europeiske naturgasslagrene på 89,4 prosent, ned fra en topp på 95,3 prosent den 27. oktober. Dette tilsvarer en nedgang på 6 prosent de siste ukene, eller 0,23 prosent pr. dag i snitt – godt over normalen for starten av vintersesongen.

I denne takten forventes lagrene å falle til omtrent 80 prosent innen 1. januar 2025, og 59 prosent innen 1. april. Selv om dette markerer en relativt rask nedgang, er nivåene fortsatt tilstrekkelige til å sikre en komfortabel buffer før fyllingssesongen våren 2025.

Trekket fra lagrene vil imidlertid ikke være lineært, da utviklingen påvirkes av fundamentale forhold, værmønstre og etterspørselsendringer. For eksempel har LNG-spotlaster allerede blitt omdirigert fra Asia til Europa, ettersom TTF handles med en premie over Nordøst-Asias JKM-indeks (Asia LNG). Europas evne til å tiltrekke seg global forsyning er tilstrekkelig, men avhenger av pris. Høyere priser i Europa i vinter vil bidra til å sikre nødvendige lagernivåer, selv i et stramt LNG-marked. Høyeste budgiver vinner!

Vinterværet en nøkkelfaktor

Ifølge sesongprognosen fra International Research Institute for Climate and Society, IRI, ventes temperaturene i Europa i første kvartal 2025 å ligge litt over 30-årsgjennomsnittet frem til 2020, men noe kjøligere sammenlignet med det siste tiåret – en mer relevant indikator for dagens klima. Så langt har temperaturene i fjerde kvartal 2024 vært høyere enn spådd, mens volatile vær- og vindmønstre har forårsaket store svingninger i gassetterspørselen, noe som har bidratt til ytterligere prisvolatilitet.

Fra midten av september til slutten av november har TTF-referansen klatret fra 33 til rundt 50 euro pr. MWh. Fremover forventes europeiske naturgasspriser å forbli høye, over EUR 40 pr. MWh, gjennom vinteren. En dramatisk prisoppgang utover dagens nivåer virker derimot usannsynlig, med mindre det oppstår uventede forsyningsavbrudd eller ekstreme værforhold. Markedet ser ut til å stabilisere seg med støtte fra solide fundamentale forhold, og Europas evne til å sikre LNG-forsyning når det trengs.