Solarni bum u jugoistočnoj Evropi ulazi u novu fazu: fleksibilnost postaje uslov za profitabilnost

Julski podaci iz jugoistočne Evrope pokazuju da solarni rast više ne garantuje automatski atraktivne prinose. Kako fotonaponske elektrane proizvode sve više upravo u periodu kada tržišna vrednost dodatnog megavata pada, investitori se suočavaju sa novim testom: koliko brzo projekti mogu da obezbede fleksibilnost, upravljanje redukcijom proizvodnje i pouzdan priključak na mrežu.

Podnevni višak i veći jaz između cena tokom dana i uveče

Obilje električne energije oko podneva sve češće se pretvara u nestašicu u večernjim satima, što se vidi kroz širenje razlike između dnevnih i večernjih cena. Za isporuku u nedelju, 19. jula, cena na rumunskom tržištu za dan unapred pala je na 0,02 evra/MWh tokom najintenzivnijeg solarnog perioda, pre nego što je porasla na 154,13 evra/MWh sa smanjenjem proizvodnje iz fotonaponskih elektrana. Sličan obrazac zabeležen je i drugde: u Bugarskoj je cena porasla sa 0,04 evra/MWh na 154,96 evra/MWh, dok je u Grčkoj porasla sa 0,04 evra/MWh na 156,77 evra/MWh; Slovenija je zabeležila raspon od 0,02 evra/MWh do 185,11 evra/MWh.

Radnim danima veća potrošnja podigla je čitavu krivu cena, ali nije promenila njen oblik koji ostaje vezan za solarnu proizvodnju. Za isporuku 20. jula, cene su u Grčkoj i Bugarskoj pale na 42,60 evra/MWh pre nego što su porasle na 190,30 evra/MWh odnosno sa 42,40 evra/MWh na 190,60 evra/MWh u Rumuniji.

Regionalni tržišni monitor označio je H10 do H14 kao sate sa najnižim cenama, dok su najviše cene uglavnom beležene između H20 i H22. Ipak, ovi datumi nisu dovoljni da opišu prosečne julske cene: na rezultate utiču vremenski uslovi, potrošnja, raspoloživost termoelektrana i prekogranični tokovi. Poruka ostaje ista—strukturni izazov raste jer se solarna proizvodnja najviše poklapa s vremenom kada je tržišna vrednost novog kapaciteta najniža.

Capture price menja sliku profitabilnosti

U takvom okruženju ključni pokazatelj solarne ekonomike postaje capture price—cena po kojoj elektrana prodaje svoju proizvodnju—umesto prosečne bazne cene električne energije. Dnevni proseci mogu da daju pogrešnu sliku profitabilnosti jer solarna elektrana ne ostvaruje ravnomernu tržišnu cenu kroz svih 24 sata; najveći deo proizvodnje koncentrisan je upravo u satima kada sama solarna proizvodnja dodatno obara cene.

ENTSO-E-ov pokazatelj capture price-a za period od 1. juna 2025. do 1. juna 2026. godine procenio je tržišnu vrednost reprezentativnog profila fotonaponske proizvodnje na 43 evra/MWh u Grčkoj, 57 evra/MWh u Bugarskoj, 58 evra/MWh u Rumuniji, 60 evra/MWh u Sloveniji i 69 evra/MWh u Hrvatskoj. Na nivou Evrope izračunata vrednost bila je približno 30% niža od prosečne cene električne energije za dan unapred.

Istovremeno postoji ograničenje: ENTSO-E upozorava da ovaj pokazatelj ne uključuje razlike u osunčanosti ili godišnjem energetskom prinosu—meri se tržišno pozicioniranje kroz vreme isporuke energije, a ne kompletna profitabilnost projekta.

Zašto investitori ne mogu više da se oslanjaju samo na istorijske proseke

Implikacije za investitore su neposredne. Tržište može istovremeno da kombinuje visoke veleprodajne cene i dobre uslove za proizvodnju solarne energije—ali fotonaponske elektrane ipak mogu biti izložene slabim capture price-ovima zbog vremena isporuke (satima s negativnim cenama) i redukcije proizvodnje. Zbog toga modeli prihoda zasnovani isključivo na istorijskim prosečnim baznim cenama postaju manje pouzdani.

Grčka kao primer razvoja koji je pretekao fleksibilnost sistema

Grčka ilustruje situaciju u kojoj razvoj solarnih kapaciteta pretekao fleksibilnost elektroenergetskog sistema. Zemlja je već dostigla cilj instaliranog kapaciteta solarnih elektrana predviđen za 2030. godinu; međutim zagušenja tokom perioda najveće solarne proizvodnje i redukcija proizvodnje intenzivirali su se dok su ulaganja u skladištenje energije i mrežu zaostajala.

Učesnici na tržištu upozorili su da bi redukcija mogla da smanji prihode od solarne energije za oko 40% tokom 2026. godine. Finansijski uticaj vidljiv je bio još pre jula: u aprilu su grčke fotonaponske elektrane snage veće od 400 kW koje posluju u okviru glavnog državnog mehanizma podrške ostvarile oko 50% manje prihode nego godinu ranije. Neke kompanije prijavile su gubitke do 60% naspram prihoda koje bi ostvarile bez redukcije proizvodnje i tokom perioda s nultim ili negativnim cenama; posebno su bile pogođene veće elektrane priključene na prenosni sistem.

Ipak, to nije argument protiv daljeg razvoja solarne energije—već pokazuje da ugovor o podršci ne može potpuno ukloniti rizik obima proizvodnje. Projekti zato moraju realno računati redukciju proizvodnje, tretman negativnih cena kao i dostupnost mreže te dinamiku implementacije baterijskih sistema.

Skladištenje menja krivu cena: primer Bugarske

Bugarska pokazuje kako skladištenje može promeniti ponašanje tržišta. Kompanije Sunotec i GEN-I objavile su da je samostalni baterijski sistem snage 50 MW i kapaciteta 126 MWh počeo komercijalni rad u severozapadnoj Bugarskoj (20. jula).

Pre puštanja sistema u rad učesnici su naveli da su baterije već uticale na cene: tokom maja podizale su cene tokom perioda solarne proizvodnje za približno 8 evra/MWh, a pražnjenjem smanjivale večernje vršne cene za oko 50 evra/MWh. Ove procene predstavljaju tržišna zapažanja (nisu revidirani obračuni), ali ukazuju na smer razvoja—skladištenje može istovremeno poboljšati capture price solarne proizvodnje i smanjiti troškove večernjeg rasta potrošnje.

Dodatno potvrđuje trend pojednostavljeni ENTSO-E indikator vrednosti skladištenja zasnovan na dnevnoj razlici između osam sati s najnižim cenama i osam sati s najvišim cenama za dan unapred: vrednost je dostigla oko 798 evra/MW u Grčkoj, približno 797 evra/MW u Bugarskoj i oko 792 evra/MW u Rumuniji za godinu zaključno sa 1. junom 2026. godine. Brojke nisu bankabilni prihod baterija jer ne uključuju gubitke efikasnosti, degradaciju, naknade niti operativna ograničenja; ipak pokazuju zašto jugoistočna Evropa postaje sve atraktivnije tržište za skladištenje energije.

Novi tip ugovora traži upravljanje profilom proizvodnje

Kao još jedan signal specijalizacije tržišta pojavljuju se ugovori koji eksplicitno upravljaju satnim profilima umesto konvencionalnog proizvoda zasnovanog na ravnomernoj baznoj isporuci. Rumunija je dala primer kada je Rumunska robna berza zabeležila prvu transakciju električne energije sa profilom proizvodnje solarne elektrane: transakcija obuhvata ukupno 1.920 MWh za isporuku u septembru po ceni od 275 RON/MWh (oko 55 evra/MWh).

Sam nivo te pojedinačne transakcije ne treba tumačiti kao prognozu rumunskog solarnog tržišta; važnije je to što inovacija proizvoda postaje potrebna kako udio solarne energije raste—kupcima i proizvođačima potrebni su ugovori koji upravljaju razlikama između vrednosti energije tokom dana i bazne vrednosti te greškama prognoza.

Priključak na mrežu dobija primat nad razvojnim portfolijima

U julu se izdvojio još jedan trend: nominalni projektni portfoliji gube značaj ako nisu podržani priključcima koji se realno mogu realizovati.

Rumunija prelazi sa dodele kapaciteta po principu „ko prvi podnese zahtev“ na aukcije za kapacitet. Broj tehničkih odobrenja za priključenje porastao je na približno 80 GW naspram oko 9 GW kapaciteta koji se smatra potrebnim privredi prema podacima vlade; cilj aukcija i većih finansijskih garancija jeste eliminisanje špekulativnih projekata i usmeravanje kapitala ka onome što može biti priključeno.

U Srbiji zahtevi za studije priključenja velikih solarnih i vetroelektrana neće biti obrađivani do 2029. godine prema izmenjenom okviru; operator prenosnog sistema sprovodi novi krug studija za druge prihvatljive objekte. Crna Gora ponovo priprema aukciju za tržišnu premiju za solarne projekte ukupne snage od čak 250 MW nakon što nijedna ponuda na prvom tenderu nije ispunila zakonske i tehničke uslove; vlada i Evropska banka za obnovu i razvoj revidiraju tendersku dokumentaciju bez utvrđenog datuma novog pokretanja postupka do 20. jula.

Dva segmenta sektora: fleksibilno monetizovanje naspram nezaštićenog volumena

Iako solarna energija ostaje atraktivna investiciona prilika širom jugoistočne Evrope—posebno tamo gde su rokovi dozvola i izgradnje relativno kratki—model prihoda se menja kako sektor sazreva.

Sektor će se sve više deliti na dva segmenta: jači deo činiće projekti sa obezbeđenim pravima priključenja uz skladištenje ili fleksibilnost portfolija; uz realne pretpostavke o redukciji proizvodnje i ugovore o otkupu prilagođene stvarnom profilu solarnog toka energije. Takva imovina može monetizovati energiju po niskim troškovima bez potpune izloženosti urušavanju cena tokom podnevnih sati.

Slabiji deo činiće nediferencirani fotonaponski kapaciteti bez zaštite čija poslovna logika počiva na istorijskim prosečnim baznim cenama ili pretpostavci da svaki proizvedeni megavat-sat može biti plasiran po stabilnoj tržišnoj vrednosti.

Zato jul 2026. ne predstavlja kraj solarnog buma u jugoistočnoj Evropi—nego trenutak kada taj bum prerasta iz faze brzog rasta kapaciteta u konkurenciju oko vremena proizvodnje, fleksibilnosti sistema i pristupa elektroenergetskoj mreži.