Prirodni gas se u julu 2026. godine vratio u centar rizika na tržištu električne energije u jugoistočnoj Evropi. Nagli rast cena evropskih referentnih gasnih proizvoda, poremećaji u pomorskom transportu LNG-a iz Persijskog zaliva, niži nivoi popunjenosti skladišta od uobičajenih i slaba proizvodnja iz hidroelektrana udružili su se i povećali troškove dispečabilne proizvodnje električne energije.
Istovremeno, infrastruktura razvijana od početka evropske energetske krize 2022. godine počela je da pokazuje svoju komercijalnu vrednost. Grčki LNG terminali, pravac Grčka–Bugarska i širi Vertikalni koridor obezbeđuju alternative ruskom gasu iz gasovoda. Međutim, te alternative i dalje su izložene globalnim cenama LNG-a, transportnim tarifama i fizičkim rizicima u pomorskom saobraćaju.
Tržište gasa prešlo je iz relativno upravljivih uslova ka cenama koje odražavaju nestašicu. Tokom 27. nedelje prosečna cena fjučersa na gas na TTF-u iznosila je približno 43,59 evra/MWh, što predstavlja rast od 5,5% na nedeljnom nivou, dok se najbliži mesečni ugovor trgovao oko 49,05 evra/MWh. Regionalna proizvodnja električne energije iz termoelektrana porasla je za 6,5%, sa 6,44 TWh na 6,86 TWh, pošto su ugalj, lignit i gas nadomestili slabiju proizvodnju iz obnovljivih izvora i hidroelektrana.
Do 20. jula CFD referentni proizvod koji prati evropski referentni gasni indeks porastao je na 58,98 evra/MWh, odnosno približno 41% za mesec dana. Referentna cena tokom sesije dostigla je čak 60,50 evra/MWh, što je bio najviši nivo u prethodna četiri meseca.
Neposredni fizički uzrok nije bio direktna nestašica unutar same jugoistočne Evrope, već izloženost regiona širem evropskom i globalnom bilansu LNG-a. Evropska skladišta gasa bila su popunjena manje od 54%, u poređenju sa 64% u istom periodu 2025. godine. Od početka sukoba krajem februara iz Persijskog zaliva isplovilo je samo 26 LNG tereta, u poređenju sa uobičajenih približno 90–100 tereta mesečno. Analitičari su takođe smanjili prognozu globalne proizvodnje LNG-a za 2026. godinu sa 441 milion tona na 431 milion tona.
Podaci o pomorskom saobraćaju dodatno su pojačali zabrinutost. Od 16. jula nije zabeležen nijedan LNG tanker sa teretom koji je vidljivo prošao kroz Ormuski moreuz, dok je desetodnevni prosek prolazaka natovarenih LNG tankera pao sa približno 0,8 tereta dnevno krajem juna na 0,2 do 15. jula. Sedam natovarenih katarskih brodova sa oko 0,57 miliona tona LNG-a čekalo je u Persijskom zalivu, iako bi se izvoz mogao relativno brzo oporaviti ukoliko se prolaz normalizuje.
Premija rizika stoga je delimično reverzibilna. Obnavljanje pomorskog saobraćaja moglo bi da oslobodi već utovareni LNG. Međutim, dok se tokovi ne normalizuju, evropski kupci moraju da uračunaju mogućnost da će skladišta pred zimu morati da budu dopunjena sa manjim brojem raspoloživih tereta.
Gas ponovo određuje troškove električne energije tokom večernjih sati. Pri ceni gasa od 58,98 evra/MWh, samo trošak goriva iznosi približno 98 evra/MWh za gasnu elektranu sa kombinovanim ciklusom efikasnosti 60% i 107 evra/MWh za elektranu sa efikasnošću od 55%. Troškovi emisija ugljenika, mrežne naknade, varijabilni operativni troškovi i troškovi pokretanja dodatno podižu potrebnu cenu električne energije.
Ovaj obračun pomaže da se objasni zašto cene električne energije u jugoistočnoj Evropi tokom večernjih sati mogu da porastu ka 150–200 evra/MWh čak i kada je električna energija iz solarnih elektrana tokom podneva jeftina. Gas nije odgovoran za svaki sat sa visokim cenama — važnu ulogu imaju i uvoz, raspoloživost uglja, zagušenja i širi uslovi nestašice — ali često postaje marginalni proizvođač nakon nestanka fotonaponske proizvodnje i smanjenja raspoloživosti hidroelektrana.
Dana 10. jula proizvodnja električne energije iz gasa u regionu iznosila je približno 4.521 MW, dok je proizvodnja iz hidroelektrana pala za 520 MW. Cena na srpskom tržištu za dan unapred porasla je sa 20 evra/MWh u 14.00 časova na 208,10 evra/MWh u 21.00 čas. Raspon je odražavao kontrast između obilja solarne energije tokom podneva i večernje nestašice, kada su bili potrebni gas i drugi dispečabilni izvori.
Ovo menja komercijalnu ulogu gasnih elektrana. Kontinuirana proizvodnja pri visokom opterećenju postaje sve teže opravdati kada solarna energija obara cene tokom dana. Fleksibilne elektrane sposobne za brzo pokretanje i proizvodnju u periodima visoke vrednosti zadržavaju strateški značaj, ali njihovi prihodi postaju volatilniji i sve više zavise od relativno malog broja skupih sati.
Vertikalni koridor prolazi kroz svoj prvi značajan komercijalni test. Jugoistočna Evropa je značajno investirala u ideju da LNG koji stiže u Grčku može da se transportuje na sever kroz Bugarsku, Rumuniju, Moldaviju i dalje ka Ukrajini. Jul je pružio važne dokaze da su učesnici na tržištu spremni da rezervišu taj pravac kada su tarife konkurentne, a infrastruktura nudi stvarnu diverzifikaciju snabdevanja.
Godišnje aukcije održane 6. jula dovele su do rezervacije više od 45% kapaciteta Vertikalnog koridora ponuđenog za naredne četiri gasne godine. Na interkonekciji Sidirokastro između Grčke i Bugarske rezervisano je 46% raspoloživog izvoznog kapaciteta za period od 2026/27. do 2029/30. godine, kao i 26% za 2030/31. godinu. Ukupno je bilo ponuđeno 100 GWh dnevno.
Rezultat je usledio nakon ciljanog smanjenja tarifa i popusta, čime je koridor postao četvrta najjeftinija ruta ka Ukrajini, u poređenju sa troškovima koji su ranije bili gotovo tri puta viši. Kompanija Atlantic SEE LNG Trade rezervisala je približno 13.000 MWh dnevno, što odgovara količini od oko 4,7 TWh godišnje, dok je kompanija Metlen rezervisala 20.000 MWh dnevno.
To predstavlja kredibilnu komercijalnu potvrdu, ali ne i potpuno uklanjanje rizika. Više od polovine ponuđenog kapaciteta ostalo je nerezervisano, dok operatori i dalje razmatraju načine da obaveze učine fleksibilnijim. Koridor mora da konkuriše drugim evropskim rutama, dok se tarife akumuliraju kroz više nacionalnih sistema za transport gasa.
Aleksandrupoli se vratio u strateški važnom trenutku. Plutajući LNG terminal bio je na planiranom održavanju od 1. aprila do 30. juna, tokom kojeg nije mogao da prima terete. Njegov godišnji kapacitet regasifikacije iznosi približno 5,5 milijardi kubnih metara, a postrojenje je povezano sa grčkim transportnim sistemom za dalji plasman gasa ka Bugarskoj, Rumuniji i drugim balkanskim tržištima.
Terminal je 6. jula primio prvi teret nakon završetka održavanja, dopremljen iz američkog postrojenja Sabine Pass. Kompanija Gastrade očekivala je nastavak regasifikacije 14. jula, dok su za avgust bila planirana još dva tereta.
Vreme povratka terminala u rad je značajno. Terminal može da obezbedi diverzifikaciju samo kada je fizički raspoloživ, komercijalno rezervisan i snabdeven teretima. Aleksandrupoli se vratio upravo kada su rizici u pomorskom transportu iz Persijskog zaliva podizali evropske cene gasa, dodatno jačajući ulogu Grčke kao regionalne ulazne tačke za gas koji nije ruskog porekla.
Ipak, LNG infrastruktura ne garantuje jeftin gas. Ona zavisnost od određenog snabdevača putem gasovoda zamenjuje izloženošću globalnoj konkurenciji za LNG, cenama pomorskog transporta, raspoloživošću terminala i geopolitičkim rizicima duž pomorskih ruta.
Nacionalne cene gasa mogu se, barem privremeno, razlikovati od TTF-a. Bugarska pokazuje zašto se nacionalne nabavne cene ne kreću uvek neposredno sa evropskim referentnim indeksom. Regulisanom cenom snabdevanja za jul gas je bio određen na 37,70 evra/MWh, bez troškova pristupa, transporta, akcize i PDV-a — znatno ispod evropske referentne cene od približno 59 evra/MWh 20. jula.
Brojke nisu direktno uporedive jer bugarska cena odražava portfolio nabavke i regulatornu metodologiju, a ne transakciju na TTF-u istog dana. Kompanija Bulgargaz predložila je smanjenje od približno 1% za avgust uprkos nižim planiranim isporukama gasa iz Azerbejdžana tokom održavanja. Snabdevač je planirao da razliku nadoknadi povlačenjem gasa iz skladišta Čiren i LNG-om uvezenim preko Grčke.
Bugarski primer pokazuje vrednost dugoročnih ugovora, skladištenja i diverzifikovane nabavke u ublažavanju kratkoročnih tržišnih šokova. Međutim, zaštita je ograničena. Povlačenje gasa iz skladišta smanjuje količinu raspoloživu za zimu, dok će zamenski LNG na kraju odražavati globalne cene. Regulisanom cenom može se odložiti volatilnost referentnog indeksa, ali se ona ne može trajno eliminisati.
Postepeno ukidanje ruskog gasa u EU pretvara ekonomiku gasnih koridora u strateško pitanje. Uredba EU 2026/261 pokrenula je faznu zabranu uvoza ruskog gasa u martu. Prema prelaznom rasporedu koji je analizirao ACER, određeni postojeći dugoročni ugovori za ruski LNG mogu da se nastave do kraja 2026. godine, a ugovori za gas iz gasovoda do 30. septembra 2027. godine.
ACER je procenio da odobreni ugovori za ruski LNG i gas iz gasovoda i dalje predstavljaju približno 45–55 milijardi kubnih metara godišnjeg kapaciteta, pri čemu je dugoročna izloženost gasu iz gasovoda delimično koncentrisana u Grčkoj, Mađarskoj i Slovačkoj.
Implikacije se šire i izvan članica EU. Od januara do aprila 2026. godine, količina ruskog gasa iz gasovoda koja je tranzitirala kroz Bugarsku ka Srbiji iznosila je približno 36,8 TWh, dok je dodatnih 2,3 TWh transportovano ka Severnoj Makedoniji. Srbija i Severna Makedonija nemaju identične obaveze u pogledu uvoza iz EU, ali njihovi pravci snabdevanja, tranzitni aranžmani i ugovorne strane ostaju povezani sa promenama na evropskom tržištu gasa.
Zamena ruskog gasa stoga nije samo pitanje pronalaženja ekvivalentne količine. Molekuli moraju da stignu na odgovarajuću ulaznu tačku, prođu kroz dovoljan kapacitet interkonekcija, budu transportovani kroz više tarifnih sistema i budu podržani komercijalno održivim ugovorima. Julske rezervacije na Vertikalnom koridoru važne su zato što počinju da pretvaraju infrastrukturu za diverzifikaciju iz političkog kapaciteta u ugovoreni transportni kapacitet.
Proizvodnja gasa u Crnom moru mogla bi da promeni regionalni bilans u srednjem roku. Najveća potencijalna promena u snabdevanju jeste projekat Neptun Deep. Izgradnja podmorskog gasovoda za polje za koje se procenjuje da sadrži približno 100 milijardi kubnih metara komercijalno raspoloživog gasa počela je u maju. Prva proizvodnja i dalje je planirana za 2027. godinu, kada bi projekat trebalo približno da udvostruči proizvodnju gasa u Rumuniji i potencijalno pretvori zemlju u neto izvoznika.
Neptun Deep neće rešiti cenovni šok iz jula 2026. godine jer njegov gas još nije dostupan. Od 2027. godine, međutim, projekat bi mogao značajno da promeni strukturu snabdevanja jugoistočne Evrope povećanjem domaće proizvodnje u blizini Rumunije, Bugarske, Moldavije, Mađarske i Ukrajine.
Njegov uticaj na cene ne treba preceniti. Rumunski gas će se i dalje prodavati na međusobno povezanom evropskom tržištu, a njegova vrednost zavisiće od regionalne potražnje i troškova alternativnog uvoza. Trajnija korist ogleda se u smanjenju zavisnosti od udaljenih LNG tereta i pojedinačnih eksternih snabdevača putem gasovoda.
Gas ostaje neophodan, ali njegova optimalna uloga postaje uža. Prirodni gas zadržava ključnu ulogu u jugoistočnoj Evropi jer može da obezbedi čvrst kapacitet, brzo angažovanje i proizvodnju toplote i električne energije. Jul je pokazao zašto sistemi sa slabom hidroproizvodnjom i visokim udelom solarne energije i dalje zavise od gasa nakon zalaska sunca.
Isti mesec pokazao je i finansijsku ranjivost prevelike zavisnosti. Geopolitički poremećaj hiljadama kilometara daleko povećao je troškove goriva za balkanske elektrane, pojačao zabrinutost zbog dopunjavanja skladišta pred zimu i ojačao večernje cene električne energije.
Najbolje pozicionirane na tržištu gasa biće zemlje i kompanije koje kombinuju više oblika snabdevanja i operativne fleksibilnosti: domaću proizvodnju, skladišta, pristup LNG terminalima, kapacitet interkonekcija, fleksibilnu nabavku i efikasne elektrane. Infrastruktura podržana čvrstim rezervacijama i stvarnom komercijalnom upotrebom biće vrednija od kapaciteta izgrađenog isključivo zbog strateške simbolike.
Gas stoga u bliskoj budućnosti neće nestati iz energetskog sistema jugoistočne Evrope. Njegova uloga se, međutim, pomera sa rutinske proizvodnje velikih količina električne energije ka skupljem obliku osiguranja — koristi se kada solarna, vetroenergija, hidroenergija, nuklearna energija i uvoz ne mogu u potpunosti da zadovolje potražnju. Jul 2026. godine pokazao je i zašto je to osiguranje i dalje neophodno i zašto je smanjenje broja sati u kojima mora da se koristi postalo ekonomski prioritet.
