TTF se je od začetka leta več kot podvojil, evropska skladišča pa so pred zimo občutno slabše napolnjena kot običajno. Ne gre za ponovitev leta 2022, vendar tudi ne za prehodno tržno motnjo brez širših gospodarskih posledic.

Evropska cena zemeljskega plina je leto 2026 začela pri ravneh, ki so omogočale precej optimistične napovedi o dokončni normalizaciji energetskega trga. Januarsko povprečje TTF je znašalo 27,6 evra za megavatno uro, podobno kot ob koncu leta 2025. Do začetka septembra pa se je promptna cena zvišala na približno 70 evrov. Ta rast ni posledica nenadnega povečanja evropske porabe, temveč kombinacije geopolitičnega šoka na trgu LNG, nizkih zalog po zimi 2025/26 in zaostrene konkurence z azijskimi kupci.

Sedanjega položaja ni smiselno razlagati kot ponovitev evropske plinske krize iz leta 2022. Takrat je šlo za neposreden regionalni ponudbeni šok: Evropa je v kratkem času izgubila večino ruskega cevovodnega plina, nadomestna infrastruktura pa še ni bila vzpostavljena. Leta 2026 je evropski sistem precej bolj razpršen in fizično odpornejši. Uvoz iz Norveške je stabilen, zmogljivosti za sprejem LNG so večje, ameriške dobave pa so postale osrednji del evropske oskrbe.

To pa ne pomeni, da je problem rešen. Spremenila se je predvsem njegova narava. Evropa je zmanjšala verjetnost fizičnega pomanjkanja, vendar je postala bolj izpostavljena svetovni ceni LNG. Varnost oskrbe je zdaj odvisna od tega, ali je pripravljena za prožne tovore plačati več kot kupci v severovzhodni Aziji. Sedanja cena TTF zato poleg stroška plina vključuje tudi premijo za geopolitično tveganje, omejeno izvozno in ladijsko zmogljivost ter nizko raven zalog pred začetkom ogrevalne sezone.

Slika 1. Mesečni indeks TTF, januar 2022–avgust 2026.

Vir: EEX Monthly Index, objava Protergia; promptna cena 1. septembra 2026 je prikazana ločeno.

Zakaj se je TTF v letu 2026 več kot podvojil

Gibanje cen v letu 2026 je mogoče razdeliti na tri obdobja. V januarju in februarju je trg izhajal iz predpostavke, da bosta visoka ameriška proizvodnja in postopno povečevanje svetovnih zmogljivosti za utekočinjanje plina preprečila večji cenovni pritisk. Ta predpostavka je spregledala slabo izhodišče evropskih skladišč. Zima 2025/26 je bila hladnejša, poraba plina za ogrevanje in proizvodnjo elektrike pa višja, zato so se zaloge do konca odvzemne sezone znižale pod 30 odstotkov zmogljivosti in so blizu 9-letnega minimuma.

Drugi prelom je povzročila eskalacija konflikta na Bližnjem vzhodu. Motnje pri katarskih izvoznih zmogljivostih in večje tveganje plovbe skozi Hormuško ožino so prizadeli trg, na katerem je prožna ponudba že sicer omejena. Po oceni ACER je bilo zaradi konflikta izpostavljenih približno 20 odstotkov svetovnega izvoza LNG. TTF se je v enem tednu zvišal za približno 70 odstotkov, dnevne cene pa so presegle 60 evrov za megavatno uro. Aprilski mesečni indeks je dosegel 52 evrov.

Spomladanska umiritev cen se je izkazala za začasno. Maja in junija se je TTF znižal v območje med 45 in 47 evri, vendar se osnovna ponudbena omejitev ni odpravila. Katar ni v celoti obnovil dobav, ameriški izvozni terminali so delovali blizu razpoložljivih zmogljivosti, evropske injekcije v skladišča pa so zaostajale. Ko se je julija in avgusta povečalo azijsko povpraševanje po LNG, je evropska cena ponovno začela naraščati. Konec avgusta je presegla 68 evrov in do začetka septembra dosegla približno 70 evrov, najvišjo raven po začetku leta 2023.

Pri tem je pomembna razlika med mesečnimi povprečji in promptnimi kotacijami. Avgustovski indeks v višini 53,3 evra daje vtis zmernejše rasti, vendar vključuje tudi nižje cene iz prvega dela meseca. Za odločanje o polnjenju skladišč je pomembna cena ob koncu avgusta, saj se čas za injekcije hitro izteka. Prav takrat se je plin podražil najbolj.

Izpod dežja pod kap: Evropa brez ruskega plina med ameriško ponudbo in azijskim povpraševanjem

Primerjava z ZDA pokaže, da sedanja evropska draginja ni posledica svetovnega pomanjkanja zemeljskega plina v ožjem smislu. EIA za tretje četrtletje 2026 napoveduje Henry Hub pri 2,87 dolarja za MMBtu, povprečno ceno za celotno leto pa pri 3,44 dolarja. Ameriška proizvodnja dosega rekordne ravni, zaloge ob koncu oktobra pa naj bi bile približno pet odstotkov nad petletnim povprečjem. Na ameriškem notranjem trgu torej ni primerljivega cenovnega pritiska.

Razlika med Henry Hubom in TTF nastaja v izvozni verigi. Ameriški plin je treba utekočiniti, prepeljati, zavarovati in ponovno upliniti. Še pomembneje je, da so zmogljivosti za utekočinjanje omejene in kratkoročno skoraj povsem izkoriščene. Poceni plin v ameriškem plinovodnem sistemu zato ne pomeni avtomatično poceni LNG v Evropi. Pri Henry Hubu okoli treh dolarjev za MMBtu je cena samega plina manj kot deset evrov za megavatno uro, medtem ko TTF dosega približno 70 evrov. Ta razlika odraža stroške in predvsem rento omejene izvozne infrastrukture ter premijo za tveganje.

Ameriške izvozne zmogljivosti se bodo povečevale. EIA pričakuje rast izvoza LNG s 17,4 milijarde kubičnih čevljev na dan v 2026 na 18,6 milijarde v 2027. To je glavni razlog, zaradi katerega terminski trg za drugo polovico leta 2027 in naprej pričakuje nižje cene. Vendar bo učinek postopen. Novi terminali ne morejo rešiti zaostanka v evropskih skladiščih v nekaj tednih, vzdrževalni izpad večjega obrata, kot je Freeport, pa lahko kratkoročno odvzame pomemben del razpoložljive ponudbe.

Evropska odvisnost od ameriškega LNG je medtem postala zelo velika. Po podatkih ACER so ZDA v zimi 2025/26 zagotavljale približno 30 odstotkov vsega uvoza plina v EU in okoli dve tretjini uvoza LNG. Ameriške dobave so se medletno povečale za 45 odstotkov. Evropska diverzifikacija je bila po eni strani nujna in uspešna, toda politična razprava v Evropi podcenjuje novo koncentracijo tveganja. Odvisnost od Rusije je nadomestila večja odvisnost od ameriških terminalov, globalnega ladijskega trga in varnosti ključnih pomorskih poti.

Hkrati pa so se cene plina glede na cene ruskega plina po dolgoročnih pogodbah izpred leta 2022 povečale za faktor 3 v mirnem času, za faktor 4 v času motenj na svetovnih trgih in za faktor 7 v času motenj na svetovnih trgih in času polnjenja evropskih skladišč. Evropa je eno odvisnost (od ruskega plina) povečala z drugo odvisnostjo (od ameriškega plina) in to novo odvisnost plačuje v najbolj ugodni situaciji po 3-krat višji ceni, v najmanj ugodni situaciji pa po 7-krat višji ceni. Če je to uspešna diverzifikacija, potem ob njej bolj težko odpiramo šampanjce.

Drugi del enačbe je Azija. TTF in azijski JKM sta se v letu 2026 gibala tesno povezano, ker oba trga konkurirata za isti prožni LNG. Če azijska cena po upoštevanju prevoznih stroškov preseže evropsko, se tankerji preusmerijo proti Aziji; če višjo neto ceno ponudi Evropa, pridejo v evropske terminale. Evropska varnost oskrbe je zato v precejšnji meri funkcija njene sposobnosti, da izrine marginalnega azijskega kupca. To zmanjšuje nevarnost količinskega pomanjkanja, vendar lahko povzroči zelo visoke cene in prisilno zmanjšanje industrijske porabe.

Polnjenje skladišč bo določalo ceno zime 2026/27

Evropska skladišča so bila 31. avgusta napolnjena približno 64,7-odstotno, medtem ko je sezonsko običajna raven okoli 82 odstotkov. Zaostanek v višini približno 17 odstotnih točk je velik, še posebej ker je Nemčija, največji evropski sistem skladišč, konec avgusta ostala le nekoliko nad polovico zmogljivosti. Ker se injekcijska sezona končuje, cilja 90 odstotkov do začetka novembra praktično ni več mogoče doseči brez izjemno visokega uvoza in močnega zmanjšanja tekoče porabe.

ACER ocenjuje, da bi bilo mogoče raven 80 odstotkov doseči ob povprečnem mesečnem uvozu LNG okoli 11 milijard kubičnih metrov, 90 odstotkov pa bistveno težje. Dodatno polnjenje bi lahko stalo med 10 in 15 milijardami evrov. Ta strošek ni abstrakten – plačali ga bodo kupci plina, državni proračuni ali oboji, odvisno od izbrane sheme spodbud in jamstev.

Težavo dodatno zaostruje neugodna terminska struktura cen. V normalnih razmerah je zimska cena dovolj višja od poletne, da pokrije financiranje, skladiščenje in izgube. V 2026 je bila promptna oziroma bližnja cena pogosto enaka ali višja od zimske. Trgovec, ki plin kupi poleti in ga proda z zimsko terminsko pogodbo, zato ne pokrije vseh stroškov. Zasebni tržni interes za injekcije je šibek, čeprav je družbena vrednost dodatnih zalog visoka.

To je klasičen primer neskladja med zasebnim donosom in javnim interesom, ki ga trg sam ne bo odpravil. Če države zahtevajo višje zaloge zaradi zanesljivosti oskrbe, morajo določiti tudi, kdo bo nosil strošek. Pozivanje trgovcev, naj polnijo skladišča z izgubo, ni energetska politika. Subvencije in jamstva pa ne pomenijo, da je polnjenje brezplačno; pomenijo zgolj, da se strošek prenese na davkoplačevalce ali bodoče uporabnike omrežja.

Slika 2. Indikativna terminska krivulja TTF za zimo 2026/27.

Kotacije z dne 28. avgusta–1. septembra 2026; viri: ICE Endex in ENDEX/Barchart.

Terminske cene za oktober 2026 do januarja 2027 se gibljejo v zgornjem delu 60-evrskega območja, marca se znižajo proti 61 evrom, aprila pa približno na 49 evrov. Trg torej ne pričakuje ponovitve cenovnega vrha iz leta 2022, temveč tesno zimo, ki ji sledi občutno izboljšanje ravnotežja. Takšna krivulja je skladna s pričakovano rastjo ameriške ponudbe LNG in sezonskim padcem evropske porabe po koncu zime.

Vendar terminska krivulja ni napoved zanesljivega izida, ampak sedanja cena zaščite pred prihodnjim tveganjem. Osnovni scenarij za zimo je razpon med 60 in 75 evri, če ameriške dobave ostanejo stabilne, če se katarski izvoz postopno normalizira in če zima ni izrazito hladna. Ob mili zimi in visoki proizvodnji iz vetra ter jedrskih elektrarn bi se cena lahko v prvem četrtletju 2027 znižala proti 40–50 evrom. Če bi se motnje v Katarju podaljšale, azijsko povpraševanje pa ostalo močno, bi moral TTF začasno preseči 100 evrov, da bi preusmeril dodatne tovore v Evropo in znižal industrijsko porabo. To je stresni scenarij, ne osrednja napoved, vendar ga zaradi nizkih zalog ni mogoče zanemariti.

Visok TTF je predvsem problem evropske industrije

Pri cenah med 60 in 70 evri za megavatno uro se energetski problem neposredno spreminja v problem industrijske konkurenčnosti. Najbolj izpostavljeni so proizvajalci amonijaka in mineralnih gnojil, kemikalij, stekla, keramike, papirja, jekla in drugih kovin. V teh dejavnostih plin ni samo energent, ampak pogosto tudi surovina ali tehnološko težko nadomestljiv vir visoke procesne toplote.

Razlika do ameriških cen je prevelika, da bi jo bilo mogoče nevtralizirati zgolj z večjo energetsko učinkovitostjo. Evropska podjetja lahko zavarujejo del porabe, zmanjšajo proizvodnjo ali začasno zaprejo najbolj potratne obrate, ne morejo pa dolgoročno konkurirati proizvajalcem, ki imajo večkrat nižjo ceno plina. Zato se posledice ne kažejo samo v zapiranju tovarn. Pomembnejše so nižja izkoriščenost zmogljivosti, izguba tržnih deležev in preusmerjanje novih investicij v ZDA, Bližnji vzhod ali Azijo.

Evropska energetsko intenzivna industrija je bila pod pritiskom že po letu 2022. Ponoven dvig TTF v 2026 pomeni, da pričakovano obdobje normalizacije ni trajalo dovolj dolgo, da bi se obnovila investicijska predvidljivost. Začasne subvencije lahko preprečijo takojšnje zapiranje obratov, vendar ne odpravljajo relativne cenovne slabosti. Če evropska politika tega problema ne bo obravnavala z dolgoročnimi pogodbami, pospešeno elektrifikacijo procesov, stabilnejšo brezogljično proizvodnjo in hitrejšim razvojem omrežij, bo subvencionirala obstoječo proizvodnjo, ne da bi ustvarila pogoje za nove naložbe.

Plin ostaja pomemben dejavnik cen elektrike

Visoka cena plina se na evropskem trgu prenaša tudi v ceno elektrike zaradi marginalnega oblikovanja cen. Ponudbe proizvajalcev se na dnevnem trgu razvrstijo po naraščajočih mejnih stroških. Cena najdražje elektrarne, ki je še potrebna za pokritje povpraševanja, postane tržna cena za vse sprejete proizvajalce v določeni uri in cenovnem območju. Ker imajo obnovljivi viri in jedrske elektrarne nizke kratkoročne mejne stroške, so plinske elektrarne pogosto zadnje sprejete enote, zlasti v urah visoke porabe, nizke proizvodnje vetra ali po sončnem zahodu.

Pri TTF v višini 65 evrov in 55-odstotni učinkovitosti kombinirane plinske elektrarne znaša strošek goriva približno 118 evrov na megavatno uro elektrike. Če prištejemo okoli 0,36 tone emisij CO₂ na megavatno uro in ceno emisijskih kuponov med 70 in 90 evri za tono, se strošek poveča še za 25–32 evrov. Skupaj z drugimi variabilnimi stroški je mejni strošek učinkovite plinske enote približno 145–155 evrov na megavatno uro. Pri manj učinkovitih plinskih elektrarnah je višji.

Iz tega sledi praktično pravilo: zvišanje TTF za deset evrov na megavatno uro poveča strošek goriva učinkovite plinske elektrarne za približno 18 evrov na megavatno uro elektrike. Prenos na povprečno veleprodajno ceno ni enak v vseh urah, ker plin ni vedno marginalni vir. Vendar lahko že omejeno število ur, v katerih plinske elektrarne določajo ceno, bistveno poveča povprečne stroške dobave in cene terminskih pogodb za industrijo.

Marginalni sistem sam po sebi ni vzrok visokih stroškov energije. Njegova funkcija je zagotoviti, da trg aktivira dovolj proizvodnje in da cena odraža strošek zadnje potrebne enote. Evropski problem je v strukturi ponudbe: v urah brez zadostne proizvodnje iz obnovljivih virov ali jedrskih elektrarn sistem še vedno potrebuje plin, njegovo ceno pa določa globalni trg LNG. Predlogi za administrativno ločitev cen plina in elektrike lahko kratkoročno prerazporedijo stroške, ne morejo pa odpraviti stroška marginalne plinske proizvodnje. Trajnejša rešitev zahteva več hranilnikov, prožnejšo porabo, boljše čezmejne povezave in več stabilne nizkoogljične proizvodnje (jedrske in hidro).

Obeti za 2026–27

Najverjetnejši scenarij za zimo 2026/27 je visoka, vendar obvladljiva cena plina brez splošnega fizičnega pomanjkanja. Evropa ima dovolj uvoznih zmogljivosti in kupne moči, da pritegne potrebne količine LNG. Toda nizka napolnjenost skladišč pomeni večjo odvisnost od sprotnih dobav in večjo cenovno občutljivost na hladno vreme, izpade terminalov ter azijsko povpraševanje.

Za leto 2027 so temeljni dejavniki ugodnejši. Povečanje ameriških izvoznih zmogljivosti bi moralo razrahljati svetovni trg LNG, terminska krivulja pa že kaže občuten padec po koncu prvega četrtletja. Toda dejanska cena bo odvisna tudi od ravni zalog ob koncu zime. Če bo Evropa iz zime ponovno izšla z zelo praznimi skladišči, bo morala velik del dodatne ponudbe porabiti za novo polnjenje. V tem primeru bo pocenitev počasnejša, kot jo kaže sedanja krivulja.

Bistvena ugotovitev je zato manj pomirjujoča od uradnega poudarjanja uspešne diverzifikacije. Evropa je po letu 2022 zmanjšala tveganje neposredne prekinitve dobav, ni pa obnovila cenovno vzdržnega energetskega modela. Prehod z ruskega cevovodnega plina na globalni LNG je povečal fizično prilagodljivost, hkrati pa evropsko industrijo izpostavil nekajkrat višji in bolj nestanovitni ceni. Dokler bo plin pri marginalni proizvodnji pomembno določal tudi ceno elektrike, bo ta slabost bistveno širša od samega plinskega trga.

Kot rečeno, če je bila to uspešna diverzifikacija evropski dobav plina po letu 2022, potem smo v Evropi ne samo prišli iz dežja pod kap.Pač pa smo z njo uničili evropsko energetsko intenzivno industrijo, ki je ključna za proizvodnjo vseh ključnih surovin in komponent za čiste in zelene tehnologije prihodnosti in digitalizacijo, Tehnologije, katere si v Evropi tako želimo in pri katerih bi radi tekmovali s Kitajsko in Ameriiko. Hkrati z njo pa smo tudi cene elektrike postavili na dvakrat višjo raven.

Morda se v Bruslju ob tem še vedno trepljajo po ramenih in odpirajo šampanjce, toda ob izumrli industriji in visokih cenah energije ne bodo več dolgo v sedlu.