Gas ponovo podiže rizik na tržištu električne energije jugoistočne Evrope: od LNG-a do večernjih cena

Prirodni gas se u julu 2026. ponovo našao u centru rizika za tržište električne energije u jugoistočnoj Evropi. Nagli rast evropskih referentnih gasnih proizvoda, poremećaji u pomorskom transportu LNG-a iz Persijskog zaliva, niži nivoi popunjenosti skladišta od uobičajenih i slaba proizvodnja iz hidroelektrana zajedno su podigli troškove dispečabilne proizvodnje—upravo one koja mora da pokriva potražnju kada solarna energija nestane.

Od diverzifikacije do globalne cene: zašto je LNG i dalje ključan

Infrastruktura razvijana od početka evropske energetske krize 2022. godine počela je da pokazuje komercijalnu vrednost. Grčki LNG terminali, pravac Grčka–Bugarska i širi Vertikalni koridor obezbeđuju alternative ruskom gasu iz gasovoda. Ipak, te alternative ostaju vezane za globalne uslove—LNG cene, transportne tarife i fizičke rizike duž pomorskih ruta.

Tržište gasa je tako prešlo iz relativno upravljivih uslova ka cenama koje više odražavaju nestašicu. Tokom 27. nedelje prosečna cena fjučersa na gas na TTF-u iznosila je približno 43,59 evra/MWh (rast od 5,5% na nedeljnom nivou), dok je najbliži mesečni ugovor trgovao oko 49,05 evra/MWh.

Skok referentnih indeksa i pritisak na marginalnu proizvodnju

Do 20. jula CFD referentni proizvod koji prati evropski referentni gasni indeks porastao je na 58,98 evra/MWh—oko 41% više nego mesec dana ranije. Tokom sesije dostigao je čak 60,50 evra/MWh, najviši nivo u prethodna četiri meseca.

Istovremeno, regionalna proizvodnja električne energije iz termoelektrana porasla je za 6,5%, sa 6,44 TWh na 6,86 TWh. Ugalj, lignit i gas nadomestili su slabiju proizvodnju iz obnovljivih izvora i hidroelektrana.

Važno je da neposredni fizički uzrok nije bio direktna nestašica unutar same jugoistočne Evrope, već izloženost regiona širem evropskom i globalnom bilansu LNG-a. Evropska skladišta gasa bila su popunjena manje od 54% naspram 64% u istom periodu 2025. godine. Od kraja februara isplovilo je samo 26 LNG tereta iz Persijskog zaliva u odnosu na uobičajenih približno 90–100 tereta mesečno. Dodatno, analitičari su smanjili prognozu globalne proizvodnje LNG-a za 2026. sa 441 miliona tona na 431 milion tona.

Ormus kao tačka napetosti: rizik koji se preliva u evropske cene

Podaci o pomorskom saobraćaju pojačali su zabrinutost: od 16. jula nije zabeležen nijedan LNG tanker sa teretom koji je vidljivo prošao kroz Ormuski moreuz. Desetodnevni prosek prolazaka natovarenih tankera pao je sa oko 0,8 tereta dnevno krajem juna na oko 0,2 do sredine jula (do 15.). Sedam natovarenih katarskih brodova sa oko 0,57 miliona tona čekalo je u Persijskom zalivu—uz napomenu da bi se izvoz mogao relativno brzo oporaviti ukoliko se prolaz normalizuje.

Zbog toga premija rizika delimično može biti reverzibilna: obnavljanje pomorskog saobraćaja moglo bi osloboditi već utovareni LNG. Međutim, dok tokovi ne postanu stabilni, evropski kupci moraju da računaju da će pred zimu skladišta možda morati da se dopune manjim brojem raspoloživih tereta.

Gas određuje večernje cene: trošak goriva raste brže od očekivanja

Gas ponovo određuje troškove električne energije tokom večernjih sati. Pri ceni gasa od 58,98 evra/MWh, samo trošak goriva iznosi približno 98 evra/MWh za gasnu elektranu sa kombinovanim ciklusom efikasnosti od 60%, odnosno oko 107 evra/MWh za efikasnost od 55%. Na to se nadovezuju troškovi emisija ugljenika, mrežne naknade, varijabilni operativni troškovi i troškovi pokretanja.

Zato cene električne energije tokom večeri mogu da porastu ka rasponu od oko 150–200 evra/MWh čak i kada je električna energija iz solarnih izvora tokom podneva jeftinija. Gas nije jedini faktor—na cenu utiču i uvoz, raspoloživost uglja i zagušenja—ali često postaje marginalni proizvođač nakon nestanka fotonaponske proizvodnje i smanjenja dostupnosti hidroelektrana.

Vertikalni koridor dobija komercijalnu potvrdu—ali ne uklanja sve rizike

Julišnje kretanje cena dolazi u trenutku kada se diverzifikacija snabdevanja pretvara iz infrastrukturnog plana u ugovorenu realnost. Vertikalni koridor prolazi kroz ideju da LNG koji stiže u Grčku može da se transportuje severno kroz Bugarsku, Rumuniju i Moldaviju dalje ka Ukrajini.

Godišnje aukcije održane 6. jula dovele su do rezervacije više od 45% kapaciteta koridora ponuđenog za naredne četiri gasne godine. Na interkonekciji Sidirokastro između Grčke i Bugarske rezervisano je 46% izvoznog kapaciteta za period od 2026/27. do 2029/30., kao i 26% za period do 2030/31., uz ukupno ponuđenih 100 GWh dnevno.

Korisnici su uključivali Atlantic SEE LNG Trade (oko 13.000 MWh dnevno) i Metlen (20.000 MWh dnevno). Rezultat je usledio nakon ciljanog smanjenja tarifa i popusta kojim je ruta postala četvrta najjeftinija opcija ka Ukrajini u odnosu na ranije skoro tri puta više troškove.

Ipak, više od polovine ponuđenog kapaciteta ostalo je nerezervisano; operatori razmatraju kako da obaveze učine fleksibilnijim jer koridor mora da konkuriše drugim evropskim rutama dok se tarife akumuliraju kroz više nacionalnih sistema transporta gasa.

Aleksandrupoli nazad u funkciji: diverzifikacija zavisi od fizičke dostupnosti

Aleksandrupoli se vratio strateški važnom trenutku nakon planiranog održavanja plutajućeg LNG terminala od početka aprila do kraja juna—tokom kojeg nije mogao da prima terete. Terminal ima godišnji kapacitet regasifikacije približno 5,5 milijardi kubnih metara i povezan je sa grčkim transportnim sistemom za plasman gasa ka Bugarskoj, Rumuniji i drugim balkanskim tržištima.

Terminal je primio prvi teret posle održavanja početkom jula (dopremljen iz Sabine Passa), dok su nastavak regasifikacije očekivali sredinom meseca uz još dva tereta planirana za avgust.

Kada terminal radi istovremeno kada rastu rizici duž pomorskih ruta ka Persijskom zalivu—njegova vrednost raste jer omogućava alternativu ruskom poreklu gasa kroz grčki ulaz.

Nacionalne cene mogu odstupati: primer Bugarske pokazuje regulatornu zaštitu

LNG infrastruktura ne garantuje automatski niži gas svuda niti trajnu stabilnost cena. Bugarska pokazuje kako nacionalne nabavne cene mogu privremeno odstupati od TTF-a: regulisana cena snabdevanja za jul bila je određena na oko 37,70 evra/MWh bez troškova pristupa mreži, transporta, akcize i PDV-a—značajno ispod evropskog referentnog nivoa blizu približno59 evra/MWh dvadesetog jula.

Bulgargaz je predložio smanjenje od oko1% za avgust uprkos nižim planiranim isporukama gasa iz Azerbejdžana tokom održavanja; razliku bi trebalo nadoknaditi povlačenjem gasa iz skladišta Čiren i dodatnim LNG-om preko Grčke.

Ovaj primer ilustruje vrednost dugoročnih ugovora, skladištenja i diverzifikovane nabavke pri ublažavanju kratkoročnih šokova—ali zaštita ima granice: povlačenje gasa smanjuje količine dostupne za zimu, a zamenski LNG će opet reflektovati globalne cene.

EU prelazi s ruskog gasa: ugovori ostaju značajni do kraja tranzicije

Postepeno ukidanje ruskog gasa pretvara ekonomiku gasnih koridora u strateško pitanje zbog regulatornog okvira EU Uredbe EU/2026/261 koja uvodi faznu zabranu uvoza ruskog gasa počevši od marta. Prema prelaznom rasporedu koji analizira ACER, određeni postojeći dugoročni ugovori za ruski LNG mogu trajati do kraja2026., dok ugovori za gas iz gasovoda traju do30.septembra2027.

ACER procenjuje da odobreni ugovori predstavljaju približno45–55 milijardi kubnih metara godišnjeg kapaciteta (kombinacija ruskog LNG-a i ruskog gasa iz gasovoda). Dugoročna izloženost gasu iz gasovoda delimično je koncentrisana u Grčkoj,M ađarskoj i Slovačkoj.

Srednji rok donosi novi faktor: Neptun Deep tek posle2027.

Moguće promene snabdevanja ne dolaze odmah: projekat Neptun Deep počeo je gradnju podmorskog gasovoda čije polje ima procenu približno100 milijardi kubnih metara komercijalno raspoloživog gasa; prva proizvodnja planirana je za2027., kada bi projekat trebalo približno udvostručiti proizvodnju gasa u Rumuniji i potencijalno tu zemlju pretvoriti u neto izvoznika.

Ipak, Neptun Deep neće rešiti cenovni šok viđen tokom jula2026., jer njegov gas još nije dostupan. Od2027., međutim,potencijal projekta mogao bi značajno promeniti strukturu snabdevanja jugoistočne Evrope povećanjem domaće proizvodnje blizu Rumunije,Bugarske,Moldavije,M ađarske i Ukrajine—uz napomenu da uticaj na cene ne treba preceniti jer će rumunski gas biti prodavan na međusobno povezanom evropskom tržištu čija vrednost zavisi od regionalne potražnje i troškova alternativnog uvoza.

Zaključak: manje sati skupljeg osiguranja postaje ekonomski prioritet

Gas ostaje neophodan jer može obezbediti čvrst kapacitet brzo angažovanje toplote i električne energije—posebno kada hidroproizvodnja slabi,a udeli solarne energije rastu pa nastaje noćna nestašica koju drugi izvori ne mogu potpuno pokriti. Julišnje kretanje pokazalo je finansijsku ranjivost prevelike zavisnosti: geopolitički poremećaj udaljen hiljadama kilometara povećao je troškove goriva,budilo zabrinutost zbog dopunjavanja skladišta pred zimu,i pojačalo večernje cene električne energije.

Zato će najbolje pozicionirane zemlje kompanije biti one koje kombinuju više oblika snabdevanja i operativnu fleksibilnost—domaću proizvodnju,s kladišta,LNG terminale,kapa citete interkonekcija,fleksibilnu nabavku,i efikasnije elektrane koje mogu brzo reagovati kad vrednost poraste samo tokom ograničenog broja skupih sati. Gas tako neće nestati iz energetskog sistema jugoistočne Evrope; njegova ekonomska uloga se pomera s rutinske masovne proizvodnje ka skupljem obliku osiguranja koje se koristi kada solarna,vetroenergijska,hidroenergetska,nuklearna ili uvozna komponenta nisu dovoljni. Juli2026 pokazao je upravo to—zašto osiguranje ostaje potrebno,i zašto smanjenje broja sati tokom kojih mora da bude aktivirano postaje prioritet.