U gasnom sektoru Jugoistočne Evrope, studije izvodljivosti postale su stalni sloj energetskog sistema, a ne prolazna faza pre same izgradnje. Region ne oskudeva u konceptima, trasama, prognozama potražnje ili inženjerskim detaljima. Ono što nedostaje jeste trenutak kada kapital, regulativa i političko vlasništvo dovoljno tesno konvergiraju da bi se izvršila realizacija. Rezultat je prepoznatljiv obrazac u kojem se isti projekti pojavljuju na svake dve do tri godine, osveženi ažuriranim pretpostavkama, prilagođenim obimima i revidiranim krivama troškova, ali nikada ne prerastaju u stvarnu izgradnju.
Jonsko–Jadranski gasovod (Ionian–Adriatic Pipeline) najbolje ilustruje ovo stanje. Zamisljen kao strateško proširenje koje povezuje TAP ulaznu tačku u Albaniji preko Crne Gore i Bosne i Hercegovine do Hrvatske, IAP je akumulirao više od decenije analitičkog rada. Niz faza studija izvodljivosti i pred-FEED faza je fino podešavao trasu, pozicioniranje kompresora i kapacitetske scenarije, obično oko 5–7 milijardi kubnih metara godišnje u nominalnom dizajnu. Procene kapitalnih troškova varirale su između 1,8 i 2,4 milijarde evra, u zavisnosti od dužine trase, tretmana terena i pretpostavki o kompresiji. Svaka iteracija potvrđuje tehničku izvodljivost i regionalnu relevantnost, ali nijedna ne rešava odlučujuće pitanje ko garantuje ranu nisku iskorišćenost.
Države tranzita očekuju sigurnost i geopolitičku vrednost, ali nijedan ključni otpremnik nije se obavezao na volumen ship-or-pay dovoljan za servisiranje duga u prvim godinama rada. Bez tih obaveza, kreditori rizik ocenjuju kao suvereno-povezan, dok vlade oklevaju da preuzmu kontingentne obaveze od 300–400 miliona evra po zemlji. Gasovod stoga ostaje trajno „strateški“ i trajno neizgrađen, održavan narativnom vrednošću, a ne strukturom spremnom za bilans stanja.
Priča o gasaifikaciji Crne Gore prati sličnu liniju, ali na nacionalnom nivou. Tokom više planerskih ciklusa, država je naručivala masterplanove, ekonomske procene i tarifne modele za uvođenje gasa u energetski sistem koji trenutno nema gasnu infrastrukturu. Koncept LNG terminala u luci Bar nalazi se u središtu ove vizije, obično predstavljen kao modularan objekat sa kapacitetom regasifikacije od 0,5–1,0 milijardi kubnih metara godišnje, koji se može proširivati tokom vremena. Procene početnih investicija kreću se od 180 do 250 miliona evra za manji terminal i prateću infrastrukturu, isključujući dalju distribuciju i ojačanje mreže.
Bosna i Hercegovina, kroz Južnu gasnu interkonekciju, pokazuje kako nesigurnost u upravljanju može zarobiti projekat u stalnoj fazi izvodljivosti čak i kada je potražnja realna. Interkonektor, dizajniran da poveže sistem Hrvatske sa centralnom Bosnom, više puta je procenjivan na oko 100–150 miliona evra, što je relativno skromna cifra po regionalnim standardima infrastrukture. Prognoze potražnje dosledno pokazuju početne tokove od 0,5–1,0 milijarde kubnih metara godišnje. Ipak, projekat je ostao u zastoju jer ne postoji nesporan vlasnik projekta.
Čak i najnoviji sloj studija, fokusiran na spremnost za vodonik i mešanje u gasnim mrežama, prati isti strukturni obrazac. Operator mreže naručuje analize kako bi pokazao tehničku kompatibilnost i dugoročno usklađivanje sa EU politikom, često po ceni od 1–3 miliona evra po studiji. Ovi dokumenti potvrđuju da je ograničeno mešanje tehnički moguće sa dodatnim CAPEX-om od 50–100 miliona evra tokom vremena.
Kada se ovi slučajevi sagledaju zajedno, pojavljuje se konzistentna ekonomska logika. U SEE gasnim projektima, studije izvodljivosti ne propadaju zato što su brojevi pogrešni. One opstaju jer omogućavaju učesnicima da zarade političku i institucionalnu vrednost bez finansijske izloženosti.
