Određivanje cena električne energije u Jugoistočnoj Evropi u konačnici nije zasnovano na obnovljivim izvorima ili uglju, već na gasu. Preciznije, zasniva se na tečnom prirodnom gasu (LNG) i infrastrukturi koja ga dovodi u region. Dok se kapaciteti obnovljivih izvora brzo šire, a u sistemu i dalje postoji ugalj, granična cena – cena koja „čisti“ tržište u vršnim satima – sve više se određuje proizvodnjom iz gasnih elektrana, posebno u Grčkoj i kroz interkonekcije širom Balkana.
Ova povezanost između gasa i električne energije nije teorijska. Ona je strukturna, merljiva i dugoročna. Definiše donju granicu cena, raspon volatilnosti i scenarije rasta cena na svim glavnim tržištima električne energije u regionu, uključujući Grčku (HEnEx), Bugarsku (IBEX), Rumuniju (OPCOM), Mađarsku (HUPX) i indirektno Srbiju, koja još nije u potpunom tržišnom povezivanju, ali je izložena kroz prekogranične tokove.
Polazna tačka ove strukture je grčki sistem uvoza LNG-a. Terminal Revithoussa, sa kapacitetom od oko 7 milijardi m³ godišnje, dugo je bio glavna ulazna tačka za LNG u grčki sistem. Njegovo proširenje i optimizacija povećali su fleksibilnost. Dodavanje terminala FSRU Alexandroupolis, sa kapacitetom od 5,5 milijardi m³ godišnje, značajno menja obim i pouzdanost snabdevanja, praktično udvostručujući sposobnost Grčke da uvozi LNG i pozicionirajući je kao regionalno gasno čvorište.
Gas koji ulazi na ove terminale vezan je za globalne LNG referentne cene, koje zavise od azijske potražnje, nivoa evropskih zaliha i geopolitičkih kretanja. Cena gasa za proizvodnju električne energije u Grčkoj obično se prevodi u troškove od 70–120 €/MWh, u zavisnosti od efikasnosti elektrana i cena ugljen-dioksida. Sa cenom CO₂ u rasponu od 70–90 €/t, proizvodnja iz gasa je strukturno skuplja nego ranije.
Ove gasne elektrane, koje vode kompanije kao što su PPC, Mytilineos i Motor Oil, čine granični sloj proizvodnje u Grčkoj. Kada proizvodnja iz obnovljivih izvora nije dovoljna ili potražnja raste, ove elektrane određuju formiranje cene na tržištu na dan unapred. Kao rezultat toga, grčke veleprodajne cene električne energije u proseku iznose 100–140 €/MWh, uz skokove iznad 200 €/MWh u periodima poremećaja.
Uticaj ovih cena širi se van granica Grčke. Interkonekcija Bugarska–Grčka, sa kapacitetom od 1.200–1.500 MW i godišnjim tokovima većim od 10–12 TWh, prenosi ove cenovne signale ka severu. Tokom visokih cena u Grčkoj, struja teče iz Bugarske ka Grčkoj, što povećava cene u Bugarskoj. Obrnuto, kada su cene u Grčkoj niske, električna energija se izvozi ka severu i smanjuje cene u susednim tržištima.
Ova dvosmerna interakcija stvara direktnu vezu između cena gasa i cena električne energije u regionu. U Bugarskoj, uprkos raznovrsnoj proizvodnji (nuklearna, ugalj, obnovljivi izvori), cene se često usklađuju sa grčkim tokom vršnih perioda. Veleprodajne cene mogu dostići 120–160 €/MWh čak i kada su domaći troškovi niži.
Rumunija pokazuje uravnoteženiju dinamiku zahvaljujući diversifikovanoj proizvodnji, uključujući hidro i nuklearnu energiju. Međutim, u periodima visoke potražnje, gas postaje marginalan izvor, usklađujući rumunske cene sa regionalnim nivoima (80–110 €/MWh).
Srbija, iako van punog tržišnog povezivanja, u potpunosti je izložena ovim kretanjima. Interkonekcije sa Mađarskom i Bugarskom prenose cenovne signale u domaći sistem. Iako termoelektrane na ugalj određuju baznu cenu, tržište nije izolovano i prati regionalne tokove.
Merit order u Jugoistočnoj Evropi sve više određuje gas na margini. Obnovljivi izvori ulaze sa niskim marginalnim troškovima, ali kada njihova proizvodnja opadne, gas preuzima ulogu i postavlja cenu za ceo sistem. Ovo stvara strukturu u kojoj obnovljivi izvori utiču na prosečne cene, dok gas definiše vršne i marginalne cene.
Ovaj dualni sistem donosi volatilnost. Tokom perioda visoke solarne proizvodnje cene mogu pasti na 30–50 €/MWh, dok u večernjim satima rastu na 100–150 €/MWh. Raspon cena tokom dana često iznosi 60–100 €/MWh, što predstavlja ključnu karakteristiku tržišta.
Za proizvođače iz obnovljivih izvora, ova volatilnost je i prilika i izazov. Iako vršne cene povećavaju potencijalne prihode, koncentracija proizvodnje u periodima niskih cena smanjuje tzv. capture price. Bez optimizacije, solarni projekti mogu ostvariti cene niže za 10–25 €/MWh od baznih tržišnih nivoa.
Integracija skladišta energije je ključni mehanizam za iskorišćavanje ove volatilnosti. Baterijski sistemi mogu arbitrirati između niskih i visokih cena, ostvarujući značajne prihode. Sistem od 200 MWh u Grčkoj može generisati prihode od 15–30 miliona € godišnje, uz prinose od 12–18%.
Industrijski offtake dodatno menja strukturu tržišta. Energetski intenzivne industrije sve više koriste dugoročne ugovore (PPA) kako bi se zaštitile od volatilnosti. Cene od 65–95 €/MWh omogućavaju stabilnost i smanjuju izloženost gasno povezanim cenama.
Sa finansijskog aspekta, veza između gasa i struje donosi i prilike i rizike. Visoke cene gasa podržavaju prihode, ali kreditni modeli ostaju konzervativni, često projektujući cene u rasponu od 70–90 €/MWh uz dodatne scenarije za volatilnost.
Infrastruktura prenosa ima ključnu ulogu u ublažavanju ove veze. Projekti poput Trans-Balkanskog koridora i jačanja veza između Grčke i Bugarske povećavaju kapacitet i smanjuju volatilnost, ali dok postoje ograničenja u mreži, gas ostaje ključni faktor.
Platforme poput Electricity.Trade omogućavaju praćenje odnosa između cena gasa, električne energije i tokova energije, što pomaže tržišnim učesnicima da bolje predviđaju kretanja.
U budućnosti, uloga gasa će se menjati, ali neće nestati. Obnovljivi izvori će smanjiti zavisnost, ali gas će i dalje biti ključni izvor fleksibilnosti i granični generator u sistemu.
Za investitore i developere, ključno je razumevanje da je tržište električne energije u regionu u velikoj meri produžetak tržišta gasa. Vrednost projekata zavisi od njihove sposobnosti da se pozicioniraju u sistemu definisanom gasom, uz upravljanje volatilnošću i iskorišćavanje cenovnih razlika.
