Širenje gasne infrastrukture širom Centralne i Jugoistočne Evrope često se tumači kao stabilizujući faktor za regionalna elektroenergetska tržišta. Razvoj LNG priliva preko Grčke i napredak Vertikalnog gasnog koridora često se predstavljaju kao mehanizmi koji će „normalizovati” kretanje cena, smanjiti volatilnost i približiti SEE tržišta Core regionu Evrope. Međutim, sesija od 26. februara 2026. godine ukazuje na nijansiraniju realnost. Ekspanzija gasne infrastrukture pre svega kompresuje vršne cenovne skokove, ali ne podiže potisnute cenovne podove. Efekat je asimetričan, a njegove implikacije za trgovanje su značajne.
Da bi se razumela ova asimetrija, potrebno je sagledati ulogu gasa u formiranju marginalne cene. U Mađarskoj, Rumuniji i delovima Balkana gasne elektrane određuju marginalnu cenu tokom vršnih sati, kada proizvodnja iz obnovljivih izvora opada, a potražnja ostaje povišena. Dana 26. februara, večernji pikovi u Mađarskoj ostali su visoki iako je dnevni prosek pao na 87,06 EUR/MWh. Južna tržišta poput Srbije i Severne Makedonije takođe su pokazala koncentrisane večernje skokove, uprkos niskim podnevnim prosečnim cenama. Ovi vršni nivoi odražavaju čisti spark spread, odnosno trošak proizvodnje iz gasa uključujući cenu goriva i trošak emisija CO₂.
Ekspanzija LNG infrastrukture povećava pouzdanost i potencijalno snižava cenu snabdevanja gasom. Kako LNG ugovori stupaju u punu primenu i cevovodni kapaciteti rastu, verovatnoća ekstremne nestašice gasa opada. U teoriji, to bi trebalo da ograniči gornju granicu cena električne energije obezbeđivanjem adekvatne dostupnosti gasa u periodima zategnutosti sistema. Kada je snabdevanje obilno i konkurencija među dobavljačima intenzivnija, marginalna cena gasa se stabilizuje, ograničavajući visinu vršnih cena struje.
Međutim, ova dinamika deluje samo u satima kada gas određuje marginalnu cenu. Tokom podnevnih perioda sa visokom solarnom proizvodnjom i ograničenim izvoznim kapacitetima, gas se često potpuno istiskuje iz merit order-a. U tim satima dodatna LNG ponuda nema uticaja na cenu struje jer gasne elektrane ne rade. Marginalna cena tada zavisi od dostupnosti obnovljivih izvora i prekograničnih tokova, a ne od cene gasa. Shodno tome, LNG ekspanzija ima minimalan efekat na cenovne podove.
Strukturni obrazac zabeležen 26. februara upravo potvrđuje ovu logiku. Južna SEE tržišta imala su potisnute podnevne cene, u nekim slučajevima blizu operativnih minimuma. Dostupnost gasa nije promenila taj ishod. Umesto toga, nedostatak skladišta i ograničene interkonekcije zadržali su višak obnovljive energije lokalno, gurajući cene naniže bez obzira na uslove na tržištu goriva. Podnevne cenovne doline su, dakle, relativno izolovane od unapređenja gasne infrastrukture.
Ova asimetrija ima direktne posledice na distribuciju volatilnosti. Kako LNG kapacitet raste i rute snabdevanja se diversifikuju, ekstremni vršni skokovi mogu biti ublaženi. Sat nestašice koji bi u uslovima zategnutog gasnog tržišta bio zatvoren na 180 EUR/MWh mogao bi se, uz obilnu ponudu, stabilizovati na 140 EUR/MWh. Međutim, dolinski sati koji se formiraju na 5–15 EUR/MWh ostaju praktično nepromenjeni. Rezultat je kompresija gornje granice cenovne distribucije bez odgovarajućeg podizanja donje granice.
Sa aspekta prihoda, ova promena smanjuje potencijal zarade za vršne proizvođače, dok pritisak tokom perioda viška proizvodnje ostaje prisutan. Neto efekat može biti kompresija marži, a ne potpuna stabilizacija tržišta. Gasne elektrane dobijaju veću sigurnost snabdevanja, ali gube deo ekstremnih cenovnih događaja koji su mogli da kompenzuju produženo istiskivanje tokom podneva.
Mađarska jasno ilustruje ovaj efekat. Njena snažna povezanost sa Core gasnim tržištima znači da LNG razvoj i referentne cene u Baumgartenu direktno utiču na vršnu marginalnost. Kako se snabdevanje gasom stabilizuje, vršne cene u Mađarskoj postaju predvidljivije i manje ekstremne. Ipak, podnevne cene sve više odražavaju uvoz obnovljive energije i domaće solarne trendove. Obilje gasa ne podiže podnevne nivoe zatvaranja tržišta.
Južna tržišta pokazuju još izraženiji kontrast. Prosečna cena Srbije od 42,64 EUR/MWh 26. februara prikriva snažnu intradnevnu disperziju. LNG ekspanzija preko Grčke može ublažiti večernju nestašicu, ali ne rešava podnevni višak uzrokovan rastom solarnih kapaciteta i ograničenim izvoznim kanalima. Strukturna dinamika bazena ograničenja (curtailment) stoga opstaje uprkos unapređenju gasne infrastrukture.
Implikacije za trgovačke deskove su značajne. Strategije zasnovane na gasom vođenom podizanju bazne cene postaju rizičnije. Stabilizacija cene gasa ne znači i stabilizaciju ravne cenovne krive. Umesto toga, treba očekivati režim u kojem se vršna volatilnost sužava, dok dolinska volatilnost ostaje ukorenjena. To zahteva rekalibraciju modela rizika koji su istorijski pretpostavljali simetričnu kompresiju volatilnosti.
Tržište emisija CO₂ dodatno utiče na ovu strukturu. Rast cena EUA povećava marginalnost gasa i jača njegovu ulogu u vršnim satima. Ipak, emisije nemaju uticaj na podnevne doline gde dominiraju obnovljivi izvori. Tako LNG i karbonska cena zajedno oblikuju vršne ishode, dok donji deo distribucije ostaje netaknut. Rezultat je iskrivljena distribucija cena: relativno stabilan srednji raspon, ograničen gornji rep i postojan donji pod.
Razvoj skladišnih projekata u Rumuniji uvodi dodatnu promenljivu. Ako baterijsko skladištenje bude uspešno implementirano, Rumunija može preusmeriti višak podnevne proizvodnje u vršne sate, delimično podižući dolinske cene i smanjujući večernje pikove. Ipak, trenutni nivo skladišnih kapaciteta je ograničen u odnosu na tempo rasta obnovljivih izvora u SEE regionu. Dok skladišta ne dostignu kritičnu masu, LNG-vođena kompresija vrhova neće rezultirati potpunom dnevnom stabilizacijom.
Za prekograničnu arbitražu, ova dinamika menja profil prilika. Koridori koji su ranije omogućavali hvatanje ekstremnih vršnih spread-ova mogu beležiti užu maržu. Međutim, dolinski diferencijali između Mađarske i južnih tržišta mogu ostati snažni. Fokus trgovaca može se sve više pomerati ka kupovini potisnute južne energije tokom podneva i njenom plasmanu ka Mađarskoj ili Core regionu tokom vršnih sati, umesto oslanjanja na retke ekstremne skokove.
Upravljanje rizikom mora se prilagoditi novom okruženju. Ako se vršni skokovi ublaže, portfelji snažno izloženi premijama nestašice mogu podbaciti. Nasuprot tome, portfelji optimizovani za hvatanje satnih spread-ova mogu ostvariti relativnu prednost. Gasna infrastruktura povećava sigurnost snabdevanja, ali ne eliminiše strukturnu neravnotežu između proizvodnje iz obnovljivih izvora i prenosnih kapaciteta.
Sesija od 26. februara 2026. godine otkriva ključni zaključak: širenje gasne infrastrukture menja oblik volatilnosti, ali je ne uklanja. Ona seče vrh distribucije, dok njen donji deo ostaje netaknut. Za elektroenergetska tržišta SEE regiona i Mađarske to znači da volatilnost postaje predvidljivija, ali ne i manja. Trgovci moraju prilagoditi očekivanja. Era eksplozivnih gasno-vođenih skokova može ustupiti mesto režimu trajne intradnevne polarizacije, u kojem su fleksibilnost i tajming važniji od same nestašice goriva.
