Jugoistočna Evropa ulazi u eru volatilnosti: spot cene sve više zavise od vetra, mreže i ugljenika

Tržište električne energije jugoistočne Evrope ušlo je u novu strukturnu fazu tokom 21. kalendarske nedelje (CW21), jer su volatilnost obnovljivih izvora, rizik negativnih cena, pritisci prekograničnog balansiranja i ograničenja prenosne mreže sve više zamenili tradicionalnu termoenergetsku proizvodnju kao ključne pokretače regionalnog formiranja cena. Za investitore to znači da se tržišni rizik pomera sa „koliko se proizvodi“ na „koliko se može isporučiti“ i „kako se balansira“ kada vremenski uslovi iznenada promene ponudu.

Od termo osnove ka vremenski osetljivom trgovanju

Tržišni signali iz Srbije, Rumunije, Mađarske, Bugarske, Hrvatske i Grčke ukazuju da region više ne funkcioniše kao konvencionalni elektroenergetski sistem zasnovan na uglju i hidroenergiji. Umesto toga, jugoistočna Evropa se ubrzano transformiše u trgovačko okruženje u kojem proizvodnja iz vetra i solarna proizvodnja, dostupnost interkonekcija i fleksibilnost balansiranja sve češće određuju dinamiku cena.

Brzina ove tranzicije postala je vidljiva kroz nagli preokret regionalnih cena između 19. i 21. nedelje. Tokom 19. nedelje cene su porasle iznad 100 evra po megavat-satu na gotovo svim glavnim tržištima regiona: slabija proizvodnja iz vetra, veća proizvodnja iz termoelektrana i povratak marginalnog određivanja cena povezano sa gasom ponovo su došli do izražaja.

Italija je zabeležila prosečnu nedeljnu baznu cenu od 131,47 €/MWh, dok je Rumunija dostigla 123,34 €/MWh; Mađarska je bila na 122,62 €/MWh, Hrvatska na 117,37 €/MWh, Bugarska na 111,41 €/MWh, Srbija na 111,36 €/MWh i Grčka na 106,30 €/MWh. Srbija je zabeležila jedno od najvećih povećanja: prosečne nedeljne cene porasle su za približno 29,25%, što dodatno pokazuje koliko je regionalno tržište osetljivo na nestabilnost obnovljivih izvora i prekogranične balansne tokove.

Spot korekcije potvrđuju kratkoročni režim balansiranja

Samo nekoliko dana kasnije tržište je doživelo snažan preokret. Do 20. maja 2026. godine proizvodnja iz obnovljivih izvora oporavila se širom velikog dela jugoistočne Evrope nakon rasta temperatura; regionalne spot cene su značajno pale. Prema opisu događaja u CW21, brzina ove korekcije pokazuje da tržišta električne energije u regionu sve više rade kao kratkoročni sistemi balansiranja umesto kao stabilna termoenergetska tržišta.

Volatilnost vetra dodatno je pojačala sliku rizika: 18. maja regionalne cene ponovo su naglo porasle nakon kolapsa proizvodnje vetroenergije u delovima centralne i jugoistočne Evrope. Mađarski bazni fjučersi za 21. nedelju trgovani su blizu 118,5 €/MWh, dok su ugovori za jun 2026. ostali iznad 113 €/MWh uprkos kratkoročnoj slabosti spot tržišta.

Razlika između spot i terminskih cena otkriva zabrinutost koja dominira trgovanjem: učesnici izgleda ugrađuju dugoročnu strukturnu zategnutost tržišta čak i kada se privremeno pojavi višak obnovljive energije.

EU ETS stabilan blizu 75,6 €/tCO₂ drži troškove u igri

Na tu dinamiku nadovezuje se tržište ugljenika. Cene emisijskih dozvola Evropske unije stabilizovale su se blizu 75,6 €/tCO₂ tokom CW21. To nastavlja da povećava troškove termoenergetske proizvodnje na tržištima jugoistočne Evrope koja se još oslanjaju na ugalj.

Kako pritisak EU ETS sistema bude rastao tokom druge polovine decenije, određivanje cena ugljenikom trebalo bi da postane sve vidljiviji deo elektroenergetske strukture cena u Srbiji, Bosni i Hercegovini, Severnoj Makedoniji i delovima Rumunije i Bugarske koji ostaju zavisni od proizvodnje iz uglja.

Nega­tivne cene prelaze granice „izuzetka“

Jedan od najvažnijih signala tokom CW21 bilo je pojavljivanje logike negativnih cena unutar jugoistočne Evrope. Negativne cene i gotovo nulte unutardnevne cene više nisu izolovan fenomen Zapadne Evrope već sve češće deo balkanske tržišne strukture.

Podaci za 20. nedelju pokazuju kako to izgleda u praksi: cene električne energije u Srbiji pale su za približno 12,5% na nedeljnom nivou zbog poboljšane proizvodnje iz obnovljivih izvora. Proizvodnja iz vetra snažno je porasla sa prethodnih minimuma; istovremeno je hidroenergija pala za gotovo 50%, pa je Srbija morala da poveća neto uvoz za više od 251% na nedeljnom nivou.

Ova kombinacija oslikava novi strukturni paradoks regiona: obilje obnovljive energije može privremeno oboriti cene i stvoriti uslove prekomerne ponude, dok slab hidrološki učinak ili nagli pad obnovljive proizvodnje mogu povećati balansnu nesigurnost i zavisnost od uvoza.

Skladištenje prelazi iz opcije u investicionu nužnost

Zbog takve volatilnosti baterijsko skladištenje energije postaje strateška potreba. Tokom CW21 projekti skladištenja razvijaju se širom jugoistočne Evrope ne samo radi integracije obnovljivih izvora već i kao trgovački i balansni kapaciteti koji mogu iskoristiti volatilnost, unutardnevne spreadove i događaje negativnih cena.

U Crnoj Gori Elektroprivreda Crne Gore nastavila je planiranje povezano sa približno 500 MWh kapaciteta baterijskog skladištenja. U Rumuniji kompanija Nofar Energy ubrzala je planove za projekte skladištenja energije kapaciteta oko 860 MWh.

Mreža kao novo usko grlo

Sledeće veliko ograničenje sada postaje sama elektroenergetska mreža. CW21 dodatno potvrđuje da prenosna infrastruktura — a ne samo proizvodni kapaciteti — postaje glavno usko grlo energetske tranzicije jugoistočne Evrope.

Razvojni pipeline obnovljivih projekata raste brže od modernizacije prenosnih sistema u Srbiji, Rumuniji, Bugarskoj, Hrvatskoj i Crnoj Gori. Investitori zato sve češće zagušenja mreže i rizik ograničavanja proizvodnje vide kao ključne faktore bankabilnosti novih obnovljivih projekata.

Pipeline pokazuje razmere ulaganja: vetar, solarna energija i hidro fleksibilnost

Kineski proizvođač SANY Renewable Energy potvrdio je planove za početak izgradnje vetroparkova Alibunar 1 i 2 u Srbiji do kraja juna. Elektroprivreda Crne Gore pokrenula je probni rad vetroparka Gvozd snage 55 MW uz očekivanu godišnju proizvodnju od približno 150 GWh.

Rumunija ostaje najaktivnije tržište investicija u obnovljive izvore: kompanija DRI dobila je dozvolu za komercijalni rad solarne elektrane Văcărești snage 126 MW u blizini Bukurešta — dodatno potvrđujući poziciju Rumunije kao vodećeg tržišta rasta solarne energije i skladištenja energije u regionu.

Hidroenergija se takođe vraća kao strateški balansni resurs: Hidroelectrica potpisala je ugovor vredan 188,5 miliona evra za rekonstrukciju hidroelektrane Râul Mare Retezat.

Gas ostaje skriveni faktor rizika uprkos rastu obnovljivih izvora

Iako obnovljivi izvori sve više oblikuju kratkoročne spot cene, tržišta električne energije jugoistočne Evrope ostaju strukturno povezana sa evropskim cenama gasa kroz marginalne troškove proizvodnje i potrebe balansiranja sistema.

Analiza Evropske komisije objavljena tokom CW21 upozorila je da postrusko evropsko tržište gasa postaje znatno volatilnije zbog zavisnosti od LNG-a i promenjenih veza između tržišta električne energije i gasa. Za region to znači da čak i uz rast udela obnovljivih izvora cenovni šokovi na gasnom tržištu mogu brzo preusmeriti cene električne energije tokom perioda slabog vetra ili hidroproizvodnje.

Koliko kapitala treba regionu — ulaganja idu ka mreži i fleksibilnosti

Procene dekarbonizacije i energetske tranzicije ukazuju da bi jugoistočnoj Evropi moglo biti potrebno između 50 i 80 milijardi evra ukupnih ulaganja u energetski sistem tokom ove decenije. Kapital će se sve više koncentrisati na prenosnu infrastrukturu (mrežu), baterijsko skladištenje energije (fleksibilnost), proizvodnju iz obnovljivih izvora (ponudu), balansne kapacitete (stabilizaciju), interkonekcije (prekogranično povezivanje), digitalne mrežne sisteme (upravljanje) te modernizaciju fleksibilne hidroenergije (balansiranje).

Kraj „postepene tranzicije“: novi režim trgovanja menja bezbednost snabdevanja

Sve šira implikacija koja proizlazi iz CW21 jeste da jugoistočna Evropa ne prolazi samo kroz postepenu tranziciju ka obnovljivim izvorima — već ulazi u drugačiji trgovački režim u kojem nestabilnost obnovljivih izvora, fleksibilnost balansiranja, prekogranični tokovi i ekonomika skladištenja sve više određuju formiranje cena, investicione prinose i dugoročnu energetsku bezbednost regiona.