Jugoistočna Evropa ulazi u jesen sa cenama solarne energije oko nule i večernjim skokovima iznad 200 €/MWh

Jugoistočna Evropa ulazi u jesen suočena s tržišnom strukturom koja postaje sve teža za planiranje: podnevni sati, kada solarne elektrane najviše proizvode, sve češće se približavaju nuli ili čak ulaze u negativnu zonu, dok se večeri i dalje završavaju cenama koje prelaze 200 €/MWh. Za investitore i trgovce to znači da je rizik sve manje vezan isključivo za pitanje “ima li dovoljno kapaciteta”, a sve više za pitanje “kada je dostupna energija” i koliko brzo se može premostiti pad proizvodnje posle zalaska sunca.

Zašto se jaz između dana i večeri povećao tokom leta

Tokom 2026. godine suša, ograničenja rada nuklearnih elektrana i zagušenja na elektroenergetskoj mreži dodatno su pojačali razliku između obilja električne energije tokom dana i nedostatka fleksibilne ponude u večernjim satima. Promena se prvo videla širom regiona tokom jula i avgusta, ali je krajem leta postala naročito izražena.

Na srpskoj berzi SEEPEX prosečna bazna cena porasla je sa 109,43 €/MWh u julu na 136,70 €/MWh u avgustu (rast od gotovo 25%). Ipak, avgustovski prosek prikrio je mnogo veći razmak između pojedinačnih sati: oko podneva cena električne energije u Srbiji bila je približno 66 €/MWh, dok je u 19. satu dostizala 210,97 €/MWh, a zatim rasla na 243,65 €/MWh u 20. satu i ostala visoka na 240,25 €/MWh u 21. satu. Večernja cena bila je gotovo četiri puta viša od podnevne.

Rumunija kao primer zategnutije slike

Rumunija je tokom avgusta beležila još izraženiju napetost. Prosečna cena na tržištu dan unapred iznosila je 793,19 leja/MWh (oko 150 €/MWh), što je približno 25% više nego u julu.

Nizak vodostaj Dunava smanjio je proizvodnju hidroelektrana i doveo do produženih ograničenja rada nuklearne elektrane Černavoda. U pojedinim periodima iz sistema su istovremeno bili van pogona oba bloka od oko 700 MW, odnosno ukupno oko 1,4 GW proizvodnje sa niskim graničnim troškovima. Slični hidrološki uslovi uticali su tokom dela avgusta i na nuklearnu elektranu Pakš u Mađarskoj i nuklearnu elektranu Kozloduj u Bugarskoj.

Evropa ima kapacitete, ali region ipak ponekad nema “pravu” energiju

Iako Evropa kao celina raspolaže dovoljnim instaliranim proizvodnim kapacitetima i ENTSO-E nije identifikovao opštu pretnju adekvatnosti sistema na nivou kontinenta, jugoistočna Evropa se ipak više puta suočila s nedostatkom električne energije u pojedinim satima. Razlog nije samo manjak stabilnih izvora, već kombinacija hidroloških uslova i ograničenih prekograničnih prenosnih kapaciteta koji nisu mogli da nadomeste večernji pad proizvodnje iz solarnih elektrana.

Istovremeno, solarna energija stvara suprotan problem tokom dana: Grčka, Bugarska i sve više Srbija beležile su veoma niske podnevne cene tokom perioda snažne fotonaponske proizvodnje. Mađarska, Rumunija, Hrvatska i Slovenija kretale su se u istom smeru kada su vremenski uslovi povoljno poklapali proizvodnju širom regiona.

Do 6. septembra Mađarska, Rumunija, Hrvatska i Slovenija beležile su negativne cene tokom vrhunca solarne proizvodnje; Grčka i Bugarska imale su cene oko nule tokom nekoliko uzastopnih intervala. Samo nekoliko sati kasnije cene u Mađarskoj i Rumuniji ponovo su dostigle oko 225–230 €/MWh.

Kanibalizacija solarnih prihoda jača potražnju za fleksibilnošću

Taj preokret predstavlja ključnu strukturnu promenu tokom leta: jugoistočna Evropa se sve manje suočava samo s manjkom proizvodnih kapaciteta, a sve češće s situacijom “previše” energije u nekim satima i “premalo” u drugima. Zbog toga prosečne bazne dnevne cene sve slabije odražavaju vrednost koju pojedine tehnologije realno ostvaruju.

Najizloženija je samostalna solarna proizvodnja: solarna elektrana može raditi kada prosečna bazna cena iznosi oko 150 €/MWh, ali većinu svoje proizvodnje prodaje upravo tada kada energija vredi znatno manje—20 evra po megavat-satu ili čak nula evra. Dodatno povećanje solarnih kapaciteta pojačava efekat kanibalizacije ukoliko se paralelno ne povećavaju skladištenje energije, fleksibilna potrošnja ili mogućnosti izvoza.

Isto tržište otvara snažnu priliku za baterijske sisteme za skladištenje energije: Rumunija je do početka septembra dostigla oko 1,1 GW/2,3 GWh operativnih baterijskih kapaciteta i otvorila program vredan 150 miliona evra kojim se cilja izgradnja najmanje dodatnih 2,17 GWh. Investitori se takođe okreću sistemima dužeg trajanja koji mogu da pokriju nekoliko sati rasta potražnje umesto da budu fokusirani isključivo na kratkotrajne usluge balansiranja sistema.

Ipak, razvoj skladišta energije još nije dovoljno brz da ukloni cenovni jaz: rumunski baterijski kapacitet od oko 2,3 GWh predstavlja samo deo energije potrebne da se tokom nekoliko sati pokrije nacionalna vršna potražnja. U takvim okolnostima hidroelektrane sa akumulacijama zadržavaju konkurentsku poziciju—posebno proizvođači koji mogu da čuvaju vodu kada su cene niske pa plasiraju energiju nakon zalaska sunca—ali ovog leta ni akumulacije ni rečni hidrološki uslovi nisu bili svuda povoljni.

Prenos ograničava korist od “jeftine” energije iz drugih delova Evrope

Pored skladištenja, drugo veliko ograničenje ostaje prenosna mreža. Centralna tržišta jugoistočne Evrope više puta su trgovala po znatno višim cenama od zapadne Evrope čak i kada je jeftinija električna energija bila dostupna u Nemačkoj.

Mađarska je tako trgovala gotovo 63 €/MWh skuplje od Nemačke 3. septembra; dan kasnije razlika je porasla na gotovo 91 €/MWh uprkos povećanju tokova sa zapada. Rasponi pokazuju da veća dostupnost jeftine proizvodnje negde drugde ne znači automatski niže cene na jugu istog tržišta kada prekogranični koridori postanu zasićeni.

Septembar verovatno ostaje sezonski “rascep”, oktobar donosi drugačiji profil

Septembar bi trebalo da bude vrlo promenljiv: prosečne cene mogu biti niže nego tokom najzategnutijih perioda avgusta jer bi potražnja za hlađenjem trebalo da opadne. Solarni višak će ipak ostati prisutan—posebno vikendom—pa očekivani scenario uključuje centralna tržišta poput Mađarske i Rumunije koja često trguju u širokom rasponu od oko 130–180 €/MWh.

Na južnim tržištima i Zapadnom Balkanu cene mogu značajno pasti ispod tog nivoa kada budu povoljni solarni i hidrološki uslovi; vikend-proseci ispod 100 €/MWh ostaju mogući (što potvrđuje početak septembra). Međutim, večernje cene verovatno neće pasti proporcionalno: cena gasa oko 70 €/MWh povećava kratkoročne troškove fleksibilne termo proizvodnje iz termoelektrana dok nizak vodostaj Dunava nastavlja rizik za raspoloživost hidro i nuklearnih kapaciteta.

Na rumunskoj ulaznoj tački Baziaș protok Dunava bio je oko 1.550 kubnih metara u sekundi početkom septembra—manje od polovine dugoročnog septembarskog proseka od oko 3.800 kubnih metara—and očekuje se dodatno slabljenje protoka početkom septembra. To ostavlja prostor za večernje cene od približno 200–300 €/MWh tokom septembra u danima sa slabim vetrom, ograničenom raspoloživošću hidro ili nuklearnih kapaciteta i snažnom potražnjom.

Oktobar menja ravnotežu zbog kraćih dana koji smanjuju učestalost perioda sa cenama oko nule ili negativnim zonama—što poboljšava ostvarene cene solarnih elektrana—ali istovremeno uklanja deo “jeftinog amortizera” koji trenutno pritiska dnevne bazne cene. Potražnja povezana s hlađenjem uglavnom nestaje; potrošnja vezana za grejanje počinje da se vraća dok solarna proizvodnja brže opada kasnije popodneva pa se rast potražnje pomera ka ranijim satima.

Katalizatori rasta cena zavise od gasa i vode; najveći rizik dolazi iz loše kombinacije

Kratkoročni terminski signali na zapadnoevropskim tržištima ukazuju da bi oktobarska električna energija mogla biti znatno skuplja od nedavnih vikend cena na spot tržištu; nemačka bazna cena za oktobar kreće se oko 150 €/MWh prema navodima iz izvora.

Zbog premije koju jugoistočna Evropa često beleži tokom perioda ograničene ponude prema Nemačkoj—uz pretpostavke o nastavku ograničenja rada Černavode (ako ostanu), nepovoljnim hidrološkim uslovima na Dunavu (ako ostanu) i gasu oko 70 €/MWh—Mađarska i Rumunija mogle bi tokom većeg dela oktobra trgovati približno u rasponu od 150–190 €/MWh uz više nivoe tokom dana sa zategnutim bilansom.

Povoljniji scenario zahteva povratak nuklearnih kapaciteta u pogon, poboljšanje hidroloških uslova i smanjenje rizika povezanih sa cenama gasa iz Persijskog zaliva; tada bi oktobarske centralne cene mogle da se približe rasponu od oko 120–160 €/MWh uz diskont na južnim tržištima tokom perioda visoke proizvodnje iz obnovljivih izvora.

Glavni rizik ostaje kombinacija slabih hidroloških uslova, skupog gasa i sezonskog pada solarne proizvodnje tokom oktobra: takva kombinacija mogla bi ukloniti podnevnu “jeftinu amortizaciju” bez obezbeđivanja dovoljno stabilne ponude—što vodi ka novom periodu visokih baznih cena i večernjih skokova iznad 250 €/MWh.

Srbija volatilnije reaguje; prognoza postaje prognoza profila svakog dana

Srbija bi trebalo da bude volatilnija u odnosu na Mađarsku umesto da zadrži stabilan diskont: SEEPEX cena porasla je sa 184,92 €/MWh (3. septembar) na oko 60 €/MWh do 6. septembra—pokazujući koliko brzo regionalni odnos može da se promeni pod uticajem domaće ponude/uvoza/prognoza obnovljivih izvora kao i prekograničnih ograničenja.

Zato jesenski izgledi manje zavise od prognoziranja jedinstvene cene električne energije a više od predviđanja oblika svakog pojedinačnog dana: septembar verovatno zadržava kombinaciju jeftinih solarnih sati i skupih večeri; oktobar bi mogao doneti manje intervala blizu nule uz potencijalno čvršće bazne i vršne cene kako svetlost opada.

Kome će vrednost biti najdostupnija

Najveću vrednost iz takve tržišne strukture trebalo bi da ostvaruju kapaciteti koji mogu odgovoriti na obe promene: baterijski sistemi za skladištenje energije (BESS), hidroelektrane sa akumulacijama, fleksibilne termoelektrane te upravljanje potrošnjom kao deo šireg odgovora zajedno s prekograničnim prenosnim kapacitetima.

Leto 2026. pokazalo je da jugoistočna Evropa može istovremeno imati obilje električne energije i periode nestašice. Septembar i oktobar će verovatno testirati koliko rastući kapaciteti fleksibilnosti mogu početi da smanjuju jaz pre nego što stigne zimska potražnja.