Jugoistočna Evropa: energija vetra dobija premiju, ali dozvole i mreža ostaju glavna kočnica

U jugoistočnoj Evropi energija vetra dobija sve veću stratešku težinu ne zato što je lakše razvijati projekte, već zato što brzi rast solarne energije menja način na koji se vrednuje električna energija tokom dana. Julska kretanja cena i pokazatelji tržišne vrednosti ukazuju da raznovrsnost izvora postaje finansijski relevantna, dok istovremeno najveći usko grlo ostaju dozvole, priključenje na mrežu i mehanizmi koji obezbeđuju predvidive prihode.

Cene nagrađuju profil, a ne samo tehnologiju

Regionalni monitor je procenio da je proizvodnja solarne energije dostigla 8.518 MW za isporuku 20. jula, naspram 1.467 MW energije vetra; pritom je proizvodnja iz vetra bila za 290 MW niža nego prethodnog dana. Solarne elektrane su obarale cene tokom podneva, ali slabija proizvodnja iz vetra i nestanak fotonaponske proizvodnje nakon zalaska sunca doprineli su večernjim cenama od približno 190 evra/MWh u Rumuniji, Bugarskoj i Grčkoj, odnosno oko 210 evra/MWh u Srbiji.

Prethodni nedeljni bilans je pratio isti obrazac: tokom 27. nedelje proizvodnja energije vetra u posmatranoj regiji smanjena je za 5,1%, dok su solarna energija i hidroenergija pale za 1,8% i 3,4%. Neto uvoz povećan je za 28,2%, pri čemu je termoenergetska proizvodnja nadomestila deo manjka. Iako ovi podaci predstavljaju operativnu sliku tržišta, a ne trajnu premiju za vetar, oni objašnjavaju zašto periodi slabe proizvodnje iz vetra mogu biti posebno skupi kada solarna proizvodnja u večernjim satima nestane.

Capture price pokazuje da se vreme isporuke više vrednuje

ENTSO-E capture price indikatori daju strukturno merilo tržišne vrednosti profila proizvodnje. Za period od 1. juna 2025. do 1. juna 2026. godine capture price za energiju vetra dostigla je 108 evra/MWh u Hrvatskoj, 107 evra/MWh u Bugarskoj, 105 evra/MWh u Rumuniji i 88 evra/MWh u Grčkoj. U istom periodu odgovarajuće vrednosti za fotonaponsku proizvodnju bile su niže: 69 evra/MWh u Hrvatskoj, 57 evra/MWh u Bugarskoj, 58 evra/MWh u Rumuniji i 43 evra/MWh u Grčkoj.

Na ova četiri tržišta vrednost profila proizvodnje energije vetra bila je između 39 i 50 evra/MWh viša od vrednosti solarne proizvodnje. ENTSO-E zaključuje da je energija vetra bila izložena manjoj kanibalizaciji cena nego fotonaponska proizvodnja tokom posmatranog perioda. Istovremeno se naglašava da ovi pokazatelji ne uzimaju u obzir godišnji prinos vetroelektrana, kapitalne troškove niti kvalitet resursa na konkretnoj lokaciji; stoga se ne mogu tumačiti kao prinosi na nivou pojedinačnog projekta. Ipak, oni ukazuju da regionalno tržište trenutno više vrednuje vremenski profil vetroproizvodnje.

Investiciona logika se menja: diversifikacija postaje prioritet

To menja investicionu logiku uprkos činjenici da se solarni projekti mogu razvijati brže i često jednostavnije. Energija vetra može da obezbedi bolji profil tržišne vrednosti, sezonsku diversifikaciju i prirodnu zaštitu portfolija koji su pretežno oslonjeni na dnevnu fotonaponsku proizvodnju. Kako udio solara raste, važnost komplementarnih profila postaje veća za investitore, korporativne kupce i trgovce električnom energijom.

Rumunija: preusmeravanje kapitala ka vetru uz zadržane razvojne rizike

Rumunija se ističe kao najjasniji primer preusmeravanja kapitala ka energiji vetra. Brza poboljšanja procedura izdavanja dozvola za solarne projekte skratila su rokove razvoja i doprinela rastu ponude fotonaponskih projekata; istovremeno učesnici sve češće opisuju solarno tržište kao povoljnije za kupce, dok se konkurencija za vetroenergetske projekte pojačava.

Rumunska vlada je takođe prilagodila raspodelu kapaciteta u aukcijama za obnovljive izvore kako bi veći deo podrške usmerila ka projektima energije vetra. Ipak, razvoj nije bez prepreka: projekti uglavnom traže duže procedure vezane za zaštitu životne sredine, prostorno planiranje i priključenje na mrežu nego solarni projekti. Zagušenja na mreži ostaju velika prepreka; očekuje se da prelazak na aukcijsku dodelu kapaciteta na mreži poveća značaj finansijskih garancija, zrelosti projekta i prava na priključenje koja realno mogu biti realizovana.

Korporativni PPA preko granica dobija smisao

Korporativna nabavka otvara nove puteve do tržišta. Rezolv Energy je potpisala u martu desetogodišnji virtualni ugovor o kupoprodaji električne energije (virtual PPA), prema kojem bugarski industrijski potrošač kupuje električnu energiju povezanu sa vetroelektranom Vifor snage 461 MW u Rumuniji. Kupac je već imao PPA za solarnu energiju u Bugarskoj i dodao je energiju iz vetroparka kako bi poboljšao ravnotežu svog portfolija obnovljivih izvora.

Transakcija je opisana kao prvi javno objavljeni prekogranični PPA za energiju vetra u Bugarskoj. Iako jedan ugovor ne stvara likvidno regionalno tržište, on potvrđuje potencijalno važan model: kompanije na tržištima sa visokim udjelom solara mogu ugovarati proizvodnju iz vetroelektrana preko državnih granica kako bi smanjile koncentraciju isporuke u pojedinim satima i poboljšale ukupnu pokrivenost potreba obnovljivom električnom energijom.

Bugarska: veliki portfolio razvoja ne znači brz ulazak u izgradnju

Bugarska pokazuje razliku između razvojnog potencijala i onoga što može biti stvarno izgrađeno. Industrija navodi razvojni portfolio od približno 4 GW; pojedini projekti su već u naprednim fazama razvoja i finansiranja. Očekivanja su da oko 200 MW bude pušteno u rad do kraja 2027. godine i da bi najmanje polovina postojećeg portfolija mogla biti završena do 2030.

Ipak, proces realizacije ostaje spor: bugarskim projektima energije vetra obično treba četiri do pet godina da dostignu status spremnosti za izgradnju. Industrijski predstavnici ukazuju na sporu reformu procedura izdavanja dozvola i ograničenu institucionalnu podršku te pozivaju na uvođenje ugovora za razliku (CfD) radi predvidljivijeg pristupa tržištu.

Grčka na moru napreduje — ali redukcije ostaju rizik

Grčka napreduje posebno kroz razvoj energije vetra na moru. U julu je ministarskom uredbom planirani kapacitet povećan na 2,35 GW (ranije nacionalnim energetskim planom predviđano je između 1,9 i 2 GW), uz dodelu kapaciteta pojedinačnim zonama.

Plan uključuje pilot-segment od ukupno 600 MW kod Trakije (600 MW), zatim po zonama: oko Krita (250 MW), Dodekaneza (500 MW), Kiklada i Evbejskog zaliva (500 MW) te Patrajskog zaliva (200 MW). Identifikovane su tačke priključenja na mrežu radi veće jasnoće budućeg razvoja.

Očekuje se da će se većina projekata takmičiti za ugovore za razliku; pilot-segment od 600 MW trebalo bi da dobije fid-in tarife. Međutim, vlada nije obezbedila posebnu zaštitu projekata na moru od redukcije proizvodnje — oni će podleći istom opštem okviru ograničavanja kao drugi proizvođači iz obnovljivih izvora.

Zbog toga uredba deluje pre svega kao signal politike dizajna tržišta nego kao neposredno povećanje ponude: pred projektima su istraživanja, priprema aukcija, izdavanje dozvola te ulaganja u mrežu i izgradnja. Odsustvo posebne zaštite posebno pogađa kapitalno intenzivne projekte jer ponuđači moraju taj rizik uključiti u očekivane prinose, finansijske strukture i ponude na aukcijama.

Turska kao merilo: aukcije pretvaraju dodeljeni kapacitet u gradnju

Turska predstavlja regionalno merilo po obimu finansiranja i strukturi podrške. U julu je najavljena aukcija obnovljivih izvora ukupnog kapaciteta od 2,4 GW; od toga je rezervisano 1,5 GW za sedam projekata energije vetra uz rok podnošenja ponuda zakazan za 13. oktobar.

Turska ima već značajno priključene kapacitete: prema navodima iz maja imala je 15,1 GW priključenog kapaciteta energije vetra i 26,9 GW fotonaponskog kapaciteta.

Kada je reč o finansiranju koje prati aukcije, navodi se paket FMO-a i nemačkog DEG-a od ukupno180 miliona dolara namenjen kompaniji Enerjisa Üretim za tri vetroparka ukupne snage od250 MW u provinciji Mugla; projekti su već u izgradnji sa očekivanim početkom rada tokom2026.godine. Finansiranje ima rok od osam godina i podržava projekte dodeljene kroz državni mehanizam podrške YEKA.

Iako se ovaj model ne može direktno preneti svuda po jugoistočnoj Evropi zbog različitih uslova tržišta i regulative, on pokazuje šta manjim tržištima često nedostaje: redovne aukcijske cikluse, unapred definisane lokacije priključenja na mrežu te finansijske strukture sposobne da pretvore dodeljeni kapacitet u stvarnu izgradnju.

Zagušenja mreže na Zapadnom Balkanu povećavaju premiju zrelih projekata

Dodatni faktor koji utiče na vrednovanje zrelih projekata jesu ograničenja mreže širom Zapadnog Balkana. Rast energije vetra ostaje tesno povezan s politikom razvoja prenosne mreže i dostupnošću kapaciteta: odluka Srbije da do2029.godine ne obrađuje zahteve za studije priključenja velikih novih projekata energije vetra i solarne energije usporava naredni razvojni ciklus.

S obzirom na to da projekti energije vetra imaju duže rokove razvoja nego fotonaponski projekti, takva odlaganja posebno dolaze do izražaja — verovatni komercijalni rezultat jeste širenje razlike između vrednosti ranofaznih projekata i onih koji već imaju napredne dozvole ili prava priključenja.

Zaključak: premija postoji — ali rizici realizacije ostaju ključni

Energija vetra će verovatno zadržati stratešku vrednost zahvaljujući profilu koji bolje “hvata” delove krive cena dok solarni kapacitet nastavlja brže da raste od same energije vetra i skladištenja. Korporativni kupci će sve češće kombinovati ove dve tehnologije tako što koriste solare zbog relativno povoljne dnevne električne energije dok energiju iz vetroelektrana koriste radi šire satne pokrivenosti potreba — uključujući sezonski aspekt — koja nije vezana isključivo za dnevne sate.

Ipak, visoka capture price sama po sebi ne uklanja razvojne rizike: kratkoročno će tržište verovatnije favorizovati kopnene projekte koji imaju dozvole i obezbeđen kapacitet na mreži; projekte podržane ugovorima za razliku ili dugoročnim PPA ugovorima; kao i prekogranične strukture koje povezuju tržišta bogata energijom vetra s industrijskom potražnjom drugde u regionu.