Jugoistočna Evropa ulazi u novu eru cenovne volatilnosti: fleksibilnost, mreža i ugljenik postaju presudni

Jugoistočna Evropa ulazi u novu fazu tržišta električne energije, pri čemu se ključna pitanja pomeraju sa nivoa cena na to kada i gde nastaju razlike. Za investitore i učesnike na tržištu to znači da je manje važno samo da li su cene “visoke ili niske”, a više koliko brzo sistem može da nadomesti energiju kada je jeftina proizvodnja tokom dana nedovoljna za pokrivanje potrošnje nakon zalaska sunca.

Zašto više nije dovoljno gledati proseke

Dugi niz godina tržišta u regionu analizirana su kroz godišnje bazne cene, hidrološke uslove, dostupnost uglja i zavisnost od uvoza. Iako ovi faktori ostaju važni, ACER-ova analiza za 2026. godinu ukazuje da oni ne daju potpunu sliku novog režima cena.

Region se sve više oblikuje kombinacijom solarne proizvodnje, oštrih večernjih skokova potrošnje, ograničene fleksibilnosti sistema, zagušenja mreže, kao i prekograničnih prenosnih kapaciteta i trgovine koja se sve više prilagođava ugljeničnim troškovima.

Letnji stresovi 2024: problem nije bio samo solarni rast

Tokom letnjih stresnih događaja 2024. godine, nekoliko zona trgovanja u regionu suočilo se sa značajnim pritiskom cena u večernjim satima. Prema ACER-u, uzrok nije bio rast solarne proizvodnje sam po sebi, već nedostatak fleksibilnih resursa koji bi mogli brzo da zamene pad proizvodnje nakon zalaska sunca.

Smanjena dostupnost gasnih elektrana, niski nivoi hidro-akumulacija, nedovoljni kapaciteti skladištenja, ograničen odgovor potrošnje i smanjeni prekogranični kapaciteti doprineli su situaciji. Time se dobija jasna veza između strukture resursa i oblika krive cena: kada sistem nema čime da “premosti” večernju rampu potrošnje, cene mogu naglo porasti.

Niske dnevne cene i skokovi uveče: nova struktura rizika

Ova dinamika menja strukturu cena električne energije u regionu: niske ili čak negativne cene tokom sunčanih podnevnih sati prate visoke cene zbog nestašice u večernjim satima. Solar smanjuje potrebu za konvencionalnom proizvodnjom tokom dana, ali nakon zalaska sunca sistem mora da se osloni na hidroelektrane, gasne elektrane, baterijsko skladištenje, uvoz ili upravljanje potrošnjom.

Ako tih mehanizama nema dovoljno ili nisu dovoljno brzo raspoloživi, volatilnost postaje strukturna karakteristika tržišta—posebno za periode kada se istovremeno povećava potreba za balansiranjem sistema.

Solar raste brže od dispečabilnosti

Dodatno pojačanje trenda dolazi iz nastavka solarne ekspanzije. ACER navodi da je solarni PV kapacitet u odabranim tržištima EU u regionu dostigao oko 29 GW u 2025. godini. Međutim, kapaciteti koji se mogu raspoređivati (dispatchable kapaciteti) nisu rasli istim tempom.

Posledica je sistem sa više jeftine energije tokom dana—ali i većom izloženošću nestašicama i volatilnosti tokom večernjih prelaza potrošnje.

Mrežna ograničenja koče arbitražu

Prekogranični prenosni kapaciteti pojavljuju se kao drugi veliki pokretač cenovnih razlika. Iako je Jugoistočna Evropa povezana sa širim evropskim tržištem, vrednost interkonekcija zavisi od toga koliko je kapaciteta stvarno dostupno za komercijalno trgovanje.

ACER ističe da ograničeni cross-zonal kapaciteti sprečavaju region da tokom perioda poremećaja uvozi jeftiniju električnu energiju iz Centralne Evrope. Agencija takođe naglašava značaj primene EU pravila o obavezivanju operatera prenosnog sistema da stave najmanje 70% fizičkog prekograničnog kapaciteta na raspolaganje tržištu uz očuvanje sigurnosti sistema.

Ugljenik menja računicu između EU i Zapadnog Balkana

Treći faktor sve više dolazi do izražaja na granici EU i Zapadnog Balkana: troškovi ugljenika. Od 2026. godine Mehanizam za prilagođavanje na granici po osnovu ugljenika (CBAM) ulazi u svoju definitivnu fazu—sa obavezom sertifikata i obračuna za obuhvaćeni uvoz, uključujući električnu energiju.

Istovremeno, prvi kvartalni izveštaj Energetske zajednice za 2026. godinu pokazuje da su spot cene električne energije u Zapadnom Balkanu u proseku oko 30 €/MWh niže nego u susednim EU tržištima. Međutim, prekogranična trgovina nije porasla onoliko koliko bi sugerisao jednostavan model cenovne arbitraže.

Zbog toga arbitraža postaje složenija

To predstavlja fundamentalnu promenu regionalne ekonomske logike tržišta: niže day-ahead cene više nisu automatski prilike za arbitražu. Učesnici moraju da uzmu u obzir troškove ugljenika, default faktore emisija i regulatorne zahteve—uz dodatni dokumentacioni rizik—kao i izbor rute trgovine, tranzitnu izloženost i razliku između planiranih tokova električne energije i fizičkih tokova.

Šta to znači za industriju i trgovce

Za industrijske potrošače godišnji proseci cena postaju sve manje koristan indikator. Strategije nabavke moraju uključiti profil potrošnje, izloženost vršnim satima i mogućnosti hedžovanja.

Za proizvođače prihod od prodaje sve više zavisi od realizovanih (capture) cena umesto od prosečne tržišne cene. Za trgovce uspeh više nije samo kupovina “jeftino” pa prodaja “skupo” preko granica; presudno je upravljanje vremenom transakcija, strukturom portfelja, zagušenjima mreže, balansnim rizikom i izloženošću ugljeniku.

Kraj jedinstvenog signala: fleksibilnost dobija primat

Iako region može očekivati periode visokih cena električne energije, dublja transformacija leži u tome što cene postaju neravnomernije—više lokacione i vremenski osetljive. Tržište više ne nagrađuje samo proizvodnju energije; sve češće nagrađuje fleksibilnost sistema.

Kombinacija solarne ekspanzije bez proporcionalnog rasta dispečabilnosti, mrežnih ograničenja koja utiču na prekogranični protok i rastuće važnosti troškova ugljenika preoblikuje način na koji učesnici planiraju nabavku i prodaju. U takvom okruženju investitori će verovatno tražiti rešenja koja mogu brže reagovati na promenu uslova—jer upravo tu nastaje najveći deo vrednosti (ili rizika) na tržištu električne energije Jugoistočne Evrope.