Cene gasa u Evropi oslabile su tokom većeg dela juna 2026. godine, ali pad nije odražavao potpuno komforan bilans snabdevanja. TTF je početak meseca dočekao na oko 48,30 €/MWh, dostigao maksimum od približno 49,72 €/MWh, krajem meseca pao na 40,19 €/MWh, a zatim se 30. juna oporavio na 43,58 €/MWh.
Prosečna mesečna cena iznosila je približno 44,8 €/MWh. Pad sa mesečnog maksimuma na minimum iznosio je oko 19,2%, dok je zaključna cena ostala približno 9,8% ispod nivoa sa početka meseca.
Ispod te silazne krive, Evropa se i dalje suočavala sa složenom kombinacijom potreba za punjenjem skladišta, globalne konkurencije za LNG i geopolitičke neizvesnosti. Više temperature povećale su potrošnju gasa u elektroenergetskom sektoru, pošto je rast potrošnje električne energije za potrebe hlađenja zahvatio većinu evropskih tržišta. Ubrizgavanje gasa u skladišta se nastavilo, ali su povišene promptne cene i ograničena dostupnost LNG-a smanjile komercijalni podsticaj za ubrzano punjenje zaliha.
Isporuke gasovoda iz Norveške i severne Afrike imale su važnu stabilizujuću ulogu. Pad TTF-a tokom sredine juna ukazivao je na to da tržište nije očekivalo neposredan gubitak velikih fizičkih količina gasa. Kasniji oporavak sa 40,19 €/MWh na 43,58 €/MWh, međutim, pokazao je da su trgovci i dalje u cene uključivali rizike povezane sa dostupnošću LNG-a, adekvatnošću skladišnih zaliha i bezbednošću pomorskog transporta.
Zabrinutost zbog pomorskih ruta na Bliskom istoku dodala je premiju globalnoj fleksibilnosti LNG tržišta. Pozicija Katara kao jednog od najvećih svetskih izvoznika LNG-a znači da poremećaji u području Ormuskog moreuza mogu uticati na evropske cene i pre nego što dođe do značajnog smanjenja fizičkih isporuka. Evropski kupci takmiče se sa azijskim tržištima za fleksibilne terete, dok dostupnost brodova, troškovi transporta i uslovi osiguranja određuju koliko brzo LNG može biti preusmeren.
Politika sankcija uvela je dodatni rizik u pomorskom transportu. Predložena ograničenja pretovara ruskog LNG-a i njegovog transporta brodovima u vlasništvu kompanija iz EU stvorila su tenziju između cilja smanjenja ruskih energetskih prihoda i zaštite konkurentnosti evropskih pomorskih kompanija.
Pozicija Grčke posebno je osetljiva, budući da flote pod kontrolom grčkih kompanija imaju značajnu ulogu u globalnom transportu LNG-a. Mere koje se primenjuju na brodove u vlasništvu kompanija iz EU mogle bi deo poslovanja preusmeriti ka operatorima izvan EU, a da pritom ne uklone ruski LNG sa globalnog tržišta. Spor zato prevazilazi pitanje energetske bezbednosti i obuhvata konkurentnost brodarstva, vlasništvo nad flotama i efikasnost primene sankcija.
Podaci o fizičkim tokovima gasa pokazuju da je jugoistočna Evropa danas bolje pozicionirana za odgovor na takve rizike nego pre nekoliko godina. LNG terminali u Grčkoj, Hrvatskoj i Italiji, domaća proizvodnja u Rumuniji, interkonekcije između Grčke i Bugarske, kao i mađarska tranzitna mreža, sada pružaju više međusobno povezanih ruta za potrošnju, skladištenje i prekograničnu trgovinu.
Grčka je tokom juna primila nešto više od 3 TWh kroz LNG terminale, na osnovu zaokruženih podataka sa grafikona, kao i približno 1,1 TWh iz Bugarske. Direktni izlazi ka krajnjim potrošačima iznosili su oko 4,2 TWh, dok je distribucija obuhvatila približno 0,8 TWh. Direktan izvoz nazad ka Bugarskoj ostao je ograničen.
Neposredna uloga grčkog sistema tokom juna stoga je bila više usmerena na domaće potrebe nego na tranzit. LNG isporuke i dotoci iz Bugarske snabdevali su potrošnju i distribuciju, dok su samo skromne količine fizički išle ka severu iz Grčke. To, međutim, ne umanjuje stratešku vrednost grčkog ulaznog sistema: pokazuje da LNG infrastruktura može menjati funkciju između domaće sigurnosti snabdevanja i regionalne isporuke u zavisnosti od cenovnih razlika, nominacija i uslova u mreži.
Bugarska je funkcionisala kao znatno veća tranzitna platforma. Njeni ukupni ulazni i izlazni tokovi bili su dominantno povezani sa prenosom kroz mrežu, uz dodatno snabdevanje preko pravaca Grčka–Komotini, Transjadranskog gasovoda i Grčko-bugarskog interkonektora. Dodatne količine išle su ka Rumuniji.
Takva konfiguracija Bugarskoj daje centralnu ulogu u povezivanju grčkog LNG-a i Južnog gasnog koridora sa Rumunijom i centralnom Evropom. Vrednost zemlje ne leži samo u domaćoj potrošnji, već i u sposobnosti da prima gas sa juga, transportuje ga ka severu i istoku i koristi skladišta ili mogućnost obrnutog toka kada se tržišni uslovi promene.
Rumunija je ostala najznačajniji centar domaće proizvodnje u obuhvaćenom gasnom tržištu jugoistočne Evrope. Domaća proizvodnja dostigla je približno 7 TWh tokom juna, dok su dotoci iz Bugarske iznosili oko 2,5 TWh. Ubrizgavanje u skladišta približilo se 3,6 TWh, a izvoz ka Mađarskoj dostigao je približno 1,9 TWh.
Rumunska proizvodnja je stoga istovremeno služila za tri namene: domaću potrošnju, obnavljanje zaliha i regionalnu trgovinu ka zapadu. Zbog toga su tempo razvoja rumunske proizvodnje, dostupnost prenosne infrastrukture i dinamika punjenja skladišta od komercijalnog značaja i izvan granica zemlje.
Mogućnost da se više od jedne trećine kombinovane domaće proizvodnje i dotoka iz Bugarske usmeri u skladišta naglašava značaj sezonske fleksibilnosti Rumunije. Ista infrastruktura može tokom zime postati izvor isporuka iz skladišta, smanjujući pritisak na uvoz preko centralne Evrope i podržavajući susedna tržišta kada cene LNG-a porastu.
Pozicija Hrvatske bila je oblikovana LNG pravcem preko Krka. Dotoci u LNG terminal iznosili su približno 2,7 TWh, u poređenju sa domaćom proizvodnjom od oko 0,45 TWh. Oko 1,45 TWh otišlo je ka Mađarskoj, približno 0,75 TWh usmereno je u skladišta, dok je gotovo 0,8 TWh snabdevalo krajnje potrošače.
Hrvatsko tržište je stoga LNG koristilo ne samo za domaću potrošnju, već i kao izvor za izvoz i skladištenje. Uloga Hrvatske posebno je značajna zato što je njen elektroenergetski sistem tokom juna išao u suprotnom smeru, oslanjajući se na neto uvoz električne energije od 772,3 GWh, dok je gasni sistem istovremeno snabdevao susedna tržišta.
Mađarska je kombinovala više ulaznih pravaca sa domaćom proizvodnjom i značajnom tranzitnom aktivnošću. Ulazi u prenosni sistem dostigli su približno 6 TWh, uz oko 2,4 TWh domaće proizvodnje, 1,9 TWh iz Rumunije, 1,5 TWh iz Hrvatske i približno 0,5 TWh iz Austrije.
Izlazi iz prenosnog sistema približili su se 4,7 TWh, dok je oko 1,2 TWh usmereno ka skladištima. Distribucija je apsorbovala gotovo 1,9 TWh. Ovi tokovi dodatno potvrđuju poziciju Mađarske kao potrošačkog tržišta i tranzitnog čvorišta koje povezuje jadranske, rumunske, austrijske i šire centralnoevropske sisteme.
Diversifikacija uvoznih pravaca Mađarskoj pruža fleksibilnost, ali istovremeno izlaže tržište zagušenjima i konkurentskim regionalnim nominacijama. Tokom perioda intenzivnog punjenja skladišta, povećane potrošnje električne energije zbog visokih temperatura ili poremećaja na jednom od pravaca, vrednost garantovanog prenosnog kapaciteta može značajno premašiti osnovnu razliku u ceni gasa.
Italija je poslovala u znatno većem obimu. Zemlja je primila približno 16,5 TWh kroz LNG terminale i oko 28 TWh kroz širi sistem ulaznih tačaka u prenosnu mrežu, uz dodatne dotoke iz Švajcarske i Austrije. Domaća proizvodnja doprinela je sa približno 2,5 TWh.
Izlazi ka krajnjim potrošačima približili su se 28 TWh, dok je skladištenje apsorbovalo gotovo 17 TWh. Distribucija je obuhvatila oko 9 TWh. Italija je tako istovremeno podržavala letnju potrošnju, proizvodnju električne energije iz gasnih elektrana i značajan program ubrizgavanja gasa u skladišta.
Veza između italijanskog gasnog i elektroenergetskog tržišta bila je posebno vidljiva tokom juna. Proizvodnja električne energije iz gasa povećana je za 30,7%, dok je cena električne energije u Italiji porasla na 132,51 €/MWh, najviši nivo u regionalnom poređenju. Svako povećanje TTF-a od 5 €/MWh povećava trošak goriva gasne elektrane sa efikasnošću od 50% za približno 10 €/MWh, pre troškova emisija ugljenika i operativnih troškova. Italijansko tržište i dalje je veoma osetljivo na čak i umerena pomeranja cena gasa.
Gasna mreža jugoistočne Evrope tokom juna nije bila organizovana oko jednog dominantnog pravca. Grčki LNG snabdevao je domaću potrošnju i potencijalni pristup severnim tržištima; Bugarska je pružala prenosnu fleksibilnost; Rumunija je kombinovala domaću proizvodnju sa skladištenjem i izvozom; Hrvatska je usmeravala LNG ka Mađarskoj; Mađarska je povezivala više regionalnih pravaca, dok je Italija apsorbovala najveće količine za potrošnju i skladištenje.
Ova raznovrsnost smanjuje zavisnost od bilo koje pojedinačne ulazne tačke, ali ne eliminiše cenovni rizik. LNG terminali zahtevaju konkurentno cenovno dostupne terete, interkonektori raspoloživ kapacitet, skladišta moraju da se pune po komercijalno održivim razlikama u cenama, a gasovodni sistemi zahtevaju usklađene nominacije i mehanizme balansiranja.
Najvrednija infrastruktura je zato ona koja može da menja funkciju između više izvora prihoda. LNG terminali dobijaju na vrednosti kroz regasifikaciju, rezervaciju kapaciteta i regionalni izvoz. Interkonektori imaju koristi od razlika u cenama izazvanih zagušenjima i potrebe za sigurnošću snabdevanja. Skladišta ostvaruju prihod kroz sezonske razlike u cenama, uz istovremeno pružanje usluga balansiranja i mogućnosti vanrednog povlačenja gasa. Prenosni kapacitet postaje najvredniji upravo onda kada fizički tokovi moraju da promene smer.
Jun je završen sa TTF-om ispod nivoa sa početka meseca, ali je Evropa i dalje obnavljala zalihe, trošila više gasa u elektroenergetskom sektoru i nosila značajnu geopolitičku premiju. Šireća mreža LNG terminala, proizvodnih centara, skladišta i interkonektora u jugoistočnoj Evropi pretvorila je region iz perifernog krajnjeg tržišta u sve važniji koridor evropske gasne fleksibilnosti.
