Jugoistočna Evropa ulazi u jesen sa TTF-om iznad 70 €/MWh: LNG poremećaji i sporije punjenje skladišta podižu rizik volatilnosti

Jugoistočna Evropa ulazi u jesen sa cenama evropskog referentnog gasa iznad 70 €/MWh, nakon letnjeg rasta koji je potekao iz poremećaja u snabdevanju LNG-om iz regiona Persijskog zaliva, snažnije potražnje za gasom u proizvodnji električne energije i sporijeg punjenja skladišta. Za investitore i potrošače to znači da se fokus pomera sa pitanja fizičke dostupnosti na pitanje cene fleksibilnih količina koje će biti potrebne kada zalihe nisu dovoljno visoke.

TTF raste kroz leto, a septembar otvara sezonu skupljeg gasa

Evropske cene gasa TTF-a postepeno su rasle tokom leta: prosečno oko 44,74 €/MWh u junu, 53,29 €/MWh u julu i 61,55 €/MWh u avgustu. Preliminarni septembarski prosek do 5. septembra dostigao je oko 71,49 €/MWh, što predstavlja rast od gotovo 60% od juna do početka septembra.

Takvo kretanje poništava ranija očekivanja da bi poboljšana dostupnost LNG-a mogla da spusti evropske cene pred grejnu sezonu. Umesto toga, globalno LNG tržište je donelo dodatnu napetost: obnovljeni sukobi u Persijskom zalivu i ograničenja koja utiču na izvoz katarskog LNG-a povećali su konkurenciju za fleksibilne LNG terete baš u trenutku kada Evropa pokušava da obnovi zalihe.

Skladišta su popunjena, ali ne pružaju automatsku cenu zaštitu

Podzemna skladišta gasa u EU bila su 4. septembra popunjena oko 66%, sa približno 747 TWh gasa. To je ispod nivoa od oko 79% u istom periodu prošle godine i ispod istorijskih nivoa iznad 80%. U jugoistočnoj Evropi slika je neujednačena: Mađarska je bila oko 70%, Rumunija 72%, Hrvatska blizu 75%, dok je Bugarska oko 63%.

Iako ove zalihe predstavljaju zaštitni sloj, one ne izoluje region od kretanja evropskih referentnih cena. Uvozni gas i zamenski LNG i dalje se formiraju prema međunarodnim tržišnim uslovima, pa veća fizička sigurnost snabdevanja ne mora da znači nižu cenu.

Komisija ne vidi neposredan rizik, ali tržište već računa skuplji start zime

Evropska komisija saopštila je da trenutno ne postoji neposredna pretnja po sigurnost snabdevanja. Kao razlozi navedeni su strukturno niža potrošnja gasa, prošireni LNG kapaciteti i veća diversifikacija snabdevanja u odnosu na energetsku krizu iz 2022. godine.

Ipak, tržište već uračunava nepovoljniju početnu poziciju za predstojeću zimu. To je posebno važno za jugoistočnu Evropu: region danas raspolaže sa znatno više fizičkih pravaca snabdevanja nego ranije, ali ti pravci sami po sebi ne garantuju nižu cenu gasa.

Grčka kao čvorište diverzifikacije: više LNG-a uz promenu tokova

Grčka se ističe kao centar transformacije. Uvoz LNG-a preko terminala Revithoussa i Alexandroupolis dostigao je oko 27,9 TWh tokom prvih osam meseci 2026. godine—gotovo 32% više nego godinu dana ranije i rekord za taj period. Uvoz preko Alexandroupolisa više se nego udvostručio na mesečnom nivou u avgustu, dostigavši oko 1,13 TWh, čime je nadoknađen slabiji priliv preko Revithoussa.

Istovremeno, dotok ruskog gasa u Grčku preko ulazne tačke Sidirokastro porastao je na oko 2,62 TWh u avgustu (najviši mesečni nivo ove godine). Nasuprot tome, isporuke azerbejdžanskog gasa preko ulazne tačke Nea Mesimvria povezane sa TAP-om naglo su pale. Prema opisu iz teksta, rezultat nije bila direktna zamena jednog izvora drugim već šire diverzifikovaniji portfolio snabdevanja.

Grčka je tokom prvih osam meseci godine izvezla oko 11,9 TWh gasa—najviši nivo u poslednje tri godine—čime dodatno jača svoju dvostruku ulogu potrošača i tranzitnog tržišta za gas u regionu.

Veza gas–struja pojačava pritisak na cene električne energije

Potrošnja gasa u grčkom elektroenergetskom sektoru ostaje ključna za regionalni balans. Elektrane su u avgustu potrošile oko 4,66 TWh gasa—više od 80% ukupne domaće potrošnje—što povezuje kretanje regionalnog tržišta gasa sa cenama električne energije.

Kada hidroelektrane slabije proizvode ili kada nuklearni kapaciteti ispadaju ili vetar ima nisku proizvodnju, povećava se proizvodnja električne energije iz gasa. Time potražnja za gasom može rasti čak i van grejne sezone—što dodatno pojačava uticaj TTF-a na troškove proizvodnje električne energije.

Bugarska ima regulisanu cenu ispod hub nivoa—ali trend ide naviše

Bugarska ostaje važan izuzetak u odnosu na širi regionalni cenovni pritisak zbog regulisane cene gasa za septembar postavljene na 41,60 €/MWh (5,5% više nego u avgustu), ali i dalje znatno ispod međunarodnih hub cena zahvaljujući udelu jeftinijeg azerbejdžanskog gasa. To može stvoriti troškovnu prednost za bugarske toplane i industrijske potrošače naspram kupaca koji su više vezani za TTF indeksaciju.

Ipak, čak i Bugarska prati šire kretanje: regulisana cena porasla je sa 35,62 €/MWh u junu na 41,60 €/MWh u septembru kako se smanjivao udelaftinijeg segmenta portfolija snabdevanja.

Započinje fizička integracija Zapadnog Balkana; efekat prvenstveno fleksibilnost

Leto je ubrzalo fizičku integraciju Zapadnog Balkana u južni gasni sistem. Srbija i Severna Makedonija formalno su se priključile Vertikalnom gasnom koridoru 4. septembra—proširivši saradnju operatora transportnih sistema iz Grčke i Bugarske prema tržištima Zapadnog Balkana.

Gasni interkonektor između Grčke i Severne Makedonije trenutno je u izgradnji; Severna Makedonija već ugovorila radove na svom delu buduće veze sa Srbijom. U tekstu se naglašava da ova infrastruktura povećava pristup LNG-u koji stiže do Grčke i azerbejdžanskom gasu—ali njen najvažniji efekat biće veća sigurnost snabdevanja i fleksibilnost umesto garantovane niže cene.

Kuda ide tržište: raspon cena uz rizik rasta do viših nivoa

Septembarsko tržište verovatno će ostati između slabije sezonske potražnje i potrebe za nastavkom punjenja skladišta. Potrošnja gasa za hlađenje i proizvodnju električne energije trebalo bi da opadne prema avgustu ukoliko se vremenske prilike normalizuju.

Istovremeno će Evropi biti potrebne dodatne količine za skladištenje pred zimu dok dostupnost LNG-a ostaje neizvesna. Terminske cene od oko 70–72 €/MWh za septembar i oktobar odražavaju taj balans: osnovni scenario predviđa da će cene vezane za hubove ostati široko između približno 65 i 80 €/MWh tokom septembra uz velike dnevne oscilacije uslovljene kretanjem LNG transporta i geopolitičkim vestima sa Bliskog istoka.

Za oktobar se očekuje pad potražnje zbog hlađenja uz prve značajnije količine potrebne za grejanje; međutim terminska kriva ne ukazuje na veliki jesenski pad cena jer oktobarski gas ostaje oko 71 €/MWh. Ako se tokovi LNG-a stabilizuju i septembar bude relativno blag, cene bi mogle da se vrate prema rasponu od približno 55–65 €/MWh.

S druge strane rizik rasta ocenjuje se kao ozbiljniji: produženi poremećaj izvoza katarskog LNG-a zajedno sa ranijim zahlađenjem i dalje niskim nivoima zaliha mogao bi da pogura TTF ka rasponu od oko 85–100 €/MWh—posebno ako Evropa bude morala agresivnije da se nadmeće s Azijom za fleksibilne LNG terete.

Zemlje regiona neće biti jednako pogođene

Izloženost neće biti ista širom jugoistočne Evrope. Tekst navodi da Bugarska može zadržati određenu zaštitu zahvaljujući ugovorenim količinama azerbejdžanskog gasa, dok Rumunija ima prednost zbog značajne domaće proizvodnje.

Grčka će ostati direktnije vezana za kretanje LNG tržišta, ali joj diverzifikovani sistem terminala daje veću fizičku sigurnost i sve važniju tranzitnu funkciju. Mađarska i Srbija imaju pristup ruskom gasu preko južnog pravca dok istovremeno razvijaju alternativne mogućnosti snabdevanja preko Grčke i Bugarske.

Krajolik drugačiji od krize iz 2022: problem nije samo dolazak gasa nego njegova cena

Regionalna slika za septembar i oktobar razlikuje se od krize iz 2022: neposredni rizik više nije prvenstveno pitanje da li gas može fizički stići do jugoistočne Evrope. Umesto toga ključno postaje po kojoj ceni region mora obezbediti fleksibilne količine kada su evropska skladišta nedovoljno popunjena a LNG tereti predmet globalne konkurencije.

Zbog toga raste veza između cena gasa i cena električne energije: sa TTF-om oko 70 €/MWh fleksibilne gasne elektrane ulaze u jesen s višim kratkoročnim troškovima nego početkom leta. Ako proizvodnja iz hidroelektrana i nuklearnih kapaciteta ostane ograničena, cena gasa sve više određuje plafon cena električne energije tokom večernjih sati na tržištima jugoistočne Evrope tokom septembra i oktobra.