Zemní plyn (UK) — cena

Strukturálním problémem britského trhu s plynem je trvalý pokles těžby v Severním moři. Ložiska na britském kontinentálním šelfu (UKCS) — Forties, Brent, Elgin a další — jsou ve zralé fázi těžby a domácí produkce plynu se v delším období zhruba snížila na polovinu. Celková spotřeba plynu ve Spojeném království je asi 70 bcm ročně, z toho domácí těžba nyní pokrývá jen zhruba 30 bcm. Zbytek se musí dovážet, takže britský trh je strukturálně závislý na importu. Jakékoli zpomalení na novém poli nebo odstávka kvůli údržbě se rychle promítá do ceny NBP.

Druhým pilířem nabídky je kapacita dovozu LNG. Tři provozované regasifikační terminály — Isle of Grain v Kentu, South Hook ve Walesu a Dragon ve Walesu — mohou dohromady přijmout asi 50 bcm zkapalněného plynu ročně, zatímco skutečné využití je kolem 20 bcm ročně. Většina příchozích nákladů pochází od katarských producentů, jako je QatarEnergy, a amerických producentů, jako jsou Cheniere a Venture Global. Načasování dodávek LNG, zejména v zimě, přímo ovlivňuje spotovou cenu NBP: zpožděná dodávka nebo přesměrovaná loď mohou během několika dní rozšířit spread vůči TTF.

Třetím cenovým faktorem je spread NBP-TTF. Obousměrný plynovod Interconnector UK mezi Bactonem a Zeebrugge a BBL Pipeline mezi Bactonem a Balgzandem umožňují arbitráž mezi britským a kontinentálními plynovými huby. Pokud je TTF napjatější než NBP, plyn proudí na kontinent; pokud platí opak, vrací se do Británie. Britský plyn se obvykle obchoduje s menším diskontem vůči TTF, když je kontinentální Evropa napjatá, a s prémií, když britská skladovací kapacita, stále omezená navzdory částečnému obnovení provozu pole Rough, nedokáže absorbovat zimní špičkovou poptávku. Norské dodávky plynovody Langeled, FLAGS a SAGE přidávají do bilance asi 25 bcm ročně.