Mapa rizika za jugoistočnu Evropu: šta bi moglo da pokrene volatilnost na tržištu struje tokom leta 2026.

Rani signal za leto 2026. na tržištima električne energije u jugoistočnoj Evropi dolazi iz onoga što se videlo tokom nedelje 25: više potrošnje, slabija hidro proizvodnja u ključnim sistemima, slabiji vetar, veće angažovanje termo kapaciteta i cenovni skokovi u večernjim satima. Takav spoj promenljivih izvora i opterećenja najverovatnije će oblikovati sledeću fazu letnjeg trgovanja.

Rast potrošnje usled toplote pojačava pritisak na večernje sate

Prvi rizik je povećanje potrošnje zbog rasta potreba za hlađenjem. Regionalna potrošnja porasla je za 3,1% na 16,34 TWh, pri čemu su Bugarska i Hrvatska zabeležile posebno snažan rast. Italija je dodala najveći apsolutni rast potrošnje, potvrđujući svoju ulogu glavnog uvoznog „sink“-a u regionu. Kako temperature budu rasle, pritisak potrošnje sve više će se koncentrisati u kasnim popodnevnim i večernjim satima.

Slabija hidro dostupnost smanjuje fleksibilnost sistema

Drugi rizik odnosi se na raspoloživost hidro energije. Regionalna hidro proizvodnja pala je za 4,7% na 3,57 TWh, uz pad u Italiji, Bugarskoj i Rumuniji. Hidro energija je najvažniji fleksibilni obnovljivi izvor u SEE regionu; njeno slabljenje ne znači samo manju ukupnu ponudu, već i manju sposobnost sistema da odgovori na večernje rampove.

Struktura obnovljivih izvora: više solarne energije, manje vetra

Treći rizik je struktura obnovljive proizvodnje. Solar je porastao za 8,1%, dok je vetar pao za 4,4%. To obezbeđuje višak energije u podnevnim satima, ali ne pruža zaštitu za deo tržišta koji se formira kasnije tokom dana. Kako solarni kapaciteti rastu, očekuje se izraženiji obrazac nižih dnevnih cena i jačih večernjih spreadova—osim ako skladištenje energije ne poraste značajno.

Zavisnost od termo proizvodnje vraća fokus na dispečabilnost

Četvrti rizik je veća zavisnost od termo proizvodnje. Termo proizvodnja porasla je za 19,4%, a gasna proizvodnja povećana je za 32,3%. Iako su niže cene gasa smanjile troškovni pritisak, cene električne energije su ipak rasle jer se sistem oslanjao na dispečabilne izvore. Letnja oskudica zato će zavisiti od raspoloživosti elektrana, logistike goriva i izloženosti CO₂ troškovima.

Prekogranična zagušenja ostaju ključna tema trgovaca

Peti rizik je prekogranično zagušenje (cross-border congestion). Iako je neto uvoz SEE regiona smanjen, Italija je i dalje uvezla 1,12 TWh neto. Grčka i Bugarska povećale su izvoz, dok je Srbija prešla u blagi neto izvoz. U takvom okruženju letnje tržište će nagrađivati zemlje i trgovce koji imaju pristup prenosnim kapacitetima upravo u satima visokih cena.

Cenovna divergencija pokazuje ograničenja integracije

Šesti rizik odnosi se na cenovnu divergenciju. Turska je ostala na 16,66 €/MWh, dok su Italija (127,69 €/MWh) i Mađarska (109,16 €/MWh) bile znatno više. Veliki spreadovi stvaraju komercijalne prilike za trgovce, ali istovremeno ukazuju na ograničenja regionalne integracije.

Sve zajedno upućuje na to da bi letnje tržište moglo da postane volatilnije: niži solarni sati uz skuplje večernje pikove; širi prekogranični spreadovi; i sve veća vrednost fleksibilnosti. Rizik cena tokom leta u SEE biće određen interakcijom temperature (potražnje), hidro dostupnosti (ponude), vetra (profil proizvodnje), skladištenja (balansiranja), interkonekcija (prenosnih mogućnosti) i dispečabilnih kapaciteta.