Analiza Electricity.Trade tržišnog ponašanja u periodu januar–februar 2026 potvrđuje da gas-to-power veza nije oslabila sa rastom obnovljivih izvora. Naprotiv, ona se pojavljuje u kompresovanijem i volatilnijem obliku. Uprkos rekordnoj penetraciji solara u Mađarskoj, ubrzanoj implementaciji vetra u Grčkoj i Rumuniji, hidro-skim naletima u Srbiji i Grčkoj, kao i nuklearnom baseloadu u Bugarskoj i Rumuniji, gas ostaje odlučujući marginalni faktor kad god sistemi dosegnu stresne uslove.
Ključna pogrešna pretpostavka u javnoj diskusiji je da rast obnovljivih linearno smanjuje uticaj gasa. Podaci sa tržišta pokazuju drugačiji obrazac. Obnovljivi izvori smanjuju frekvenciju korišćenja gasa, ali povećavaju intenzitet formiranja gasne cene kada je gas potreban. Rezultat je manji broj sati zavisnih od gasa, ali sa ekstremnijim cenama tokom tih sati.
Italija ostaje najjasniji primer. Sa oko 61,91% proizvodnje električne energije iz gasa, Italija funkcioniše kao strukturni sidro gas-to-power veze u Jadranskoj i širem SEE regionu. Čak i tokom perioda jakog solarnog ili vetrovog outputa u drugim sistemima, italijanske cene električne energije ostaju usko povezane sa TTF gas referentnim cenama. Kada cene gasa rastu, italijanska energija reaguje odmah, a ta reakcija se prenosi u susedne sisteme putem interkonekcija.
Mađarska i Rumunija pokazuju kako se veza ponovo pojavljuje kroz izloženost uvozu, a ne kroz domaći miks proizvodnje. Mađarska zavisnost od uvoza – koja pokriva oko trećinu sistema tokom vršnih sati – znači da je marginalno određivanje cene uvezeno zajedno sa fizičkom električnom energijom, a te uvozne cene su vezane za gasno vođena tržišta. Rumunija je u januaru 2026. pokazala da, uprkos diverzifikovanom miksu koji uključuje nuklear, vetar i solar, slabiji hidro-uslovi primoravaju sistem da se oslanja na gas i uvoz, podižući cene iznad €150/MWh.
Sistemi bogati hidro-resursima na prvi pogled deluju da prekidaju ovu vezu. Srbija i Grčka zabeležile su hidro-nalete veće od +150%, što je privremeno ublažilo cene i smanjilo korišćenje gasa. Ipak, Electricity.Trade naglašava da je ovo uslovno i krhko. Hidro output zavisi od vremena i podložan je brzom preokretu. Kada nivoi rezervoara padnu ili dotoci oslabe, sistem se gotovo odmah vraća na gasnu marginalnost.
Solar i vetar uvode dodatni strukturni efekat. Oni oblikuju intraday krive cena, smanjujući cene u podne i pomerajući period oskudice u večernje i rane jutarnje sate – tačno u periodima kada je potrebno rampiranje gasnih jedinica. Kao rezultat, rast obnovljivih koncentriše korišćenje gasa u manjim brojevima sati, povećavajući marginalnu vrednost i cenovni uticaj gasa u tim satima.
Baterijsko skladištenje je počelo da ublažava ovaj efekat, ali njegova skala je još uvek nedovoljna. Čak i veliki sistemi poput 202 MW / 500 MWh baterije Maritsa East 3 pružaju fleksibilnost merenu u satima, ne u danima. Oni mogu izravnati rampiranje i smanjiti vrhove, ali ne mogu pokriti produžene hladne talase, periode slabog vetra ili dugotrajne hidro-deficite. Gas popunjava tu prazninu.
Electricity.Trade primećuje da je ova strukturna realnost sve vidljivija i u forward kurvama. Forwardi električne energije u SEE tržištima ugrađuju gasni rizik čak i kada se najavljuju dodatci kapaciteta obnovljivih. Forward tržište ne ceni prosečan output obnovljivih; ono ceni tail risk, a taj tail risk i dalje je vođen gasom.
Ponovno pojavljivanje gas-to-power veze stoga nije neuspeh obnovljivih. To je posledica fizike sistema. Intermitentna proizvodnja smanjuje oskudicu energije, ali povećava oskudicu fleksibilnosti. Dok fleksibilnost ne bude dostupna na multi-dnevnom nivou, gas ostaje neophodan.
Zaključak Electricity.Trade je da ekspanzija obnovljivih menja oblik cena, ali ne i autoritet marginalnog određivanja cene. Gas ostaje tehnologija koja čišćenjem tržišta reguliše situaciju kada svi drugi resursi dosegnu svoje operativne limite. Veza nije prekinuta; ona je kompresovana u manje, ali volatilnije sate.
Pripremljeno od strane virtu.energy
