Gas se vraća kao marginalni određivač cene u Jugoistočnoj Evropi

Tokom većeg dela prethodne decenije, Jugoistočna Evropa je pokušavala da se pozicionira kao region koji postepeno izlazi iz zavisnosti od gasa. Ugalj je i dalje dominirao u delovima Zapadnog Balkana, hidroenergija je stabilizovala regionalno balansiranje sistema, dok je širenje obnovljivih izvora sve više oblikovalo dugoročne narative energetske politike. [[PRRS_LINK_1]] je često bio opisan kao tranzicioni energent, politički osetljiv i strateški ranjiv nakon evropske krize snabdevanja posle 2022. godine.

Ipak, prva polovina maja 2026. godine pokazala je drugačiju realnost.

Gas se tiho vratio u centar regionalnog formiranja cena električne energije.

Tokom posmatranog perioda, proizvodnja električne energije iz gasa u širem HU+SEE sistemu porasla je za približno 362 MW, iako je ukupna regionalna potrošnja pala za oko 1.018 MW. Istovremeno, nuklearna proizvodnja je pala za 1.686 MW, proizvodnja iz uglja za 260 MW, dok je hidroenergija oslabila za dodatnih 357 MW.

Ova kombinacija je primorala gas da ponovo preuzme ulogu graničnog (marginalnog) izvora balansiranja, upravo u trenutku kada su volatilnost obnovljivih izvora i opadanje pouzdanosti termalnih kapaciteta postajali sve izraženiji u regionu.

Reakcija tržišta bila je trenutna.

OPCOM dostigao je 115,88 €/MWh, mađarski HUPX porastao je na 108,62 €/MWh, bugarski IBEX na 104,98 €/MWh, hrvatski CROPEX na 105,77 €/MWh, dok je srpski SEEPEX prešao nivo od 101 €/MWh.

Ove cene su se pojavile uprkos slabijoj potrošnji i povoljnijim temperaturama.

To je važno jer potvrđuje da region više ne funkcioniše u okviru modela cena vođenih potražnjom. Umesto toga, sve više je granična oskudica proizvodnje ta koja određuje cenu električne energije — a gas ostaje tehnologija koja najčešće popunjava taj balansni jaz.

Ovo je jedan od najvažnijih strateških pomaka koji se trenutno dešava u Jugoistočnoj Evropi.

Povratak gasne marginalnosti ne znači odustajanje od dekarbonizacije. Naprotiv, rast nestabilnih obnovljivih izvora upravo je ono što povećava komercijalni značaj fleksibilne gasne proizvodnje.

Solar i vetar nastavljaju ubrzano da rastu u Bugarskoj, Grčkoj, Rumuniji, Srbiji i Severnoj Makedoniji. Ali sami obnovljivi izvori ne mogu stabilizovati satnu ravnotežu sistema, posebno tokom večernjih pikova, slabog vetra ili sezonskih hidroloških oscilacija.

Istovremeno, termo-flote na ugalj postaju sve nepouzdanije.

Širom Bosne i Hercegovine, Crne Gore i Srbije, stara termoenergetska infrastruktura sve češće se suočava sa operativnom nestabilnošću, problemima održavanja, finansijskim pritiscima i ekološkim zahtevima.

RiTE Ugljevik je bio mesecima van pogona pre nego što se vratio u rad početkom maja. RiTE Gacko je prijavio naglo pogoršanje profitabilnosti. EPCG termo/energetski sistem vezan za Pljevlja takođe je pokazao pogoršane finansijske rezultate.

U međuvremenu, nuklearna proizvodnja je doživela značajne zastoje i održavanja. Blok 5 nuklearne elektrane Kozloduj u Bugarskoj ušao je u remont, dok je blok 2 elektrane Cernavodă u Rumuniji bio pogođen produženim tehničkim problemima.

Kako ovi bazni sistemi slabe, gas postaje jedini skalabilni mehanizam koji može dovoljno brzo reagovati na volatilnost obnovljivih izvora.

To menja stratešku logiku regionalne gasne infrastrukture.

Godinama su projekti poput Vertikalnog gasnog koridora, LNG terminala Aleksandrupolis i interkonekcija u Grčkoj, Bugarskoj, Srbiji i Severnoj Makedoniji posmatrani kroz prizmu diverzifikacije od ruskog snabdevanja.

Ta priča ostaje relevantna.

Ali gasna infrastruktura sada ima i drugu stratešku ulogu: omogućava stabilan rad elektroenergetskih sistema sa visokim udelom obnovljivih izvora.

Ovo je važno jer SEE tržišta ulaze u strukturno volatilniju fazu.

Solarna proizvodnja u regionu nastavlja brzo da raste. Bugarska postaje značajan centar solarne i baterijske infrastrukture. Grčka se sve češće suočava sa viškovima i redukcijama proizvodnje u podne. Rumunija širi obnovljive kapacitete uz probleme u mrežnim ograničenjima. Srbija postepeno ulazi u veće solarne projekte uz rast vetra.

To stvara sistem u kojem dnevni viškovi sve više koegzistiraju sa večernjom oskudicom.

Gas postaje most između ta dva stanja.

Za razliku od uglja, gasne elektrane se brzo prilagođavaju. Za razliku od hidroenergije, gas nije zavisan od hidroloških uslova. Za razliku od baterija, gas može obezbediti dugotrajniji balans bez trenutnih ograničenja kapaciteta skladištenja.

Ova fleksibilnost se direktno pretvara u tržišnu moć.

Zato značaj Vertikalnog gasnog koridora prevazilazi puko diverzifikovanje snabdevanja.

Regionalne diskusije između Grčke, Srbije, Bugarske i Severne Makedonije o proširenju koridora pokazuju rastuće razumevanje da gasna povezanost postaje ključna za stabilnost samog elektroenergetskog sistema.

Uloga koridora mogla bi postati još važnija ako se smanji dotok ruskog gasa kroz cevovode.

Isporuke kroz Turski tok ponovo su pale u aprilu, i na mesečnom i na godišnjem nivou. Ipak, uprkos nižim fizičkim tokovima, cene gasa su ostale visoke zbog globalne nestabilnosti LNG tržišta i geopolitičkih poremećaja na Bliskom istoku.

To stvara paradoks za donosioce odluka u SEE regionu.

Regionu je potrebno više gasne fleksibilnosti upravo u trenutku kada je dugoročno snabdevanje gasom sve neizvesnije i skuplje.

Ta napetost sve više oblikuje investicione odluke.

Komunalna preduzeća i vlade sada paralelno razvijaju:

• obnovljive izvore energije
• baterijska skladišta
• gasne interkonekcije
• LNG diverzifikaciju
• smanjenje uloge uglja
• modernizaciju mreže
• balansnu infrastrukturu

Umesto zamene gasa, rast obnovljivih izvora privremeno povećava njegov strateški značaj.

Ova tranzicija menja i dinamiku trgovine električnom energijom.

Tradicionalno, trgovci u SEE regionu fokusirali su se na hidrološke uslove, dostupnost uglja i sezonske obrasce potrošnje. U budućnosti, sve veću ulogu imaju gasni spreadovi, LNG tokovi, nivo skladišta i dostupnost balansnog goriva.

Zbog toga se korelacija između gasnih čvorišta i SEE berzi električne energije ponovo jača.

CEGH gasne cene prosečno su iznosile oko 46,64 €/MWh, dok su grčke cene gasa bile oko 45,22 €/MWh. Iako su cene ugljenika blago pale na oko 74,96 €/t, kombinovana struktura troškova goriva i ugljenika i dalje podržava visoke termalne marginalne cene.

Ovo potvrđuje jednu od centralnih kontradikcija evropske energetske tranzicije.

Obnovljivi izvori smanjuju dugoročnu zavisnost od fosilnih goriva.

Ali dok veliki sistemi skladištenja, prenosna mreža i fleksibilna infrastruktura ne dostignu punu zrelost, povremeni obnovljivi izvori često povećavaju kratkoročnu zavisnost od gasa.

Implikacije za projektno finansiranje su značajne.

Gasne elektrane koje su ranije izgledale strateški ranjivo ponovo dobijaju vrednost kao balansni resursi. Kombinovani ciklusi, fleksibilne vršne elektrane i hibridni gas-obnovljivi sistemi mogu imati bolju iskorišćenost nego što se ranije očekivalo.

Istovremeno, čista bazna izloženost gasu ostaje rizična zbog pritiska dekarbonizacije i rasta cene ugljenika.

Zato se vrednost sve više pomera ka fleksibilnosti, a ne ka samom gorivu.

Isti princip važi i za državne energetske strategije.

Zemlje koje kombinuju:

• pristup fleksibilnom gasu
• obnovljivu proizvodnju
• baterijska skladišta
• prekogranične interkonekcije
• hidro balansiranje
• upravljanje potrošnjom industrije

ostvaruju veću stabilnost cena i energetsku sigurnost.

Grčka se sve više pozicionira kao regionalno čvorište u ovoj strukturi, zahvaljujući LNG infrastrukturi i interkonekcijama. Bugarska jača svoju ulogu kroz skladišta i prenosnu mrežu. Srbija dobija na značaju zbog centralne geografske pozicije koja povezuje Centralnu Evropu i Balkan.

Ova transformacija prevazilazi samo sektor električne energije.

Industrijska konkurentnost, razvoj data centara, projekti vodonika, aluminijumska industrija i izvozne strukture sve više zavise od pouzdane fleksibilne energije, a ne samo jeftine proizvodnje.

Zato se gas ponovo pojavljuje ne kao dominantno gorivo budućnosti, već kao stabilizujući mehanizam tranzicije ka sistemu sa visokim udelom obnovljivih izvora.

Prva polovina maja 2026. jasno je pokazala koliko brzo se ta realnost već odražava na tržišta električne energije Jugoistočne Evrope.