Negativne cene električne energije na Balkanu signaliziraju novu fazu tržišta dok solarna energija preoblikuje fleksibilnost u Jugoistočnoj Evropi

Prva polovina maja 2026. godine mogla bi se pamtiti kao trenutak kada je Jugoistočna Evropa prestala da funkcioniše kao izolovana periferija za balansiranje energetskog sistema i počela strukturno da preuzima tržišne mehanizme koji su već vidljivi u Nemačkoj, Holandiji i delovima Južne Evrope. U centru promene je kombinacija nižih cena poravnanja i ubrzanog širenja obnovljivih izvora, što menja način na koji se u regionu formiraju troškovi, prihodi i investicione pretpostavke.

Od tehničkog podešavanja do strukturnog signala

Smanjenje harmonizovane minimalne cene poravnanja u okviru sistema Single Day-Ahead Coupling sa -500 €/MWh na -600 €/MWh nije bilo samo tehničko prilagođavanje. Prema opisu iz teksta, to je signal ulaska evropskih elektroenergetskih sistema u novu operativnu fazu u kojoj višak proizvodnje iz obnovljivih izvora prestaje da bude povremena anomalija i postaje sve dublje ukorenjena realnost.

Za tržišta Jugoistočne Evrope posledice nisu ograničene na procedure poravnanja ili algoritme trgovanja. Tekst navodi da takvo okruženje menja ekonomsku logiku proizvodnih postrojenja, baterijskih skladišta energije, prekograničnih interkonekcija, balansnih rezervi, industrijskog upravljanja potrošnjom, pa čak i pretpostavke projektnog finansiranja novih obnovljivih izvora.

Cene rastu uprkos padu potrošnje: disbalans se učvršćuje

Struktura cena tokom prve polovine maja pokazala je nastajući disbalans. Iako je regionalna potrošnja električne energije pala za oko 1.018 MW, prosečne cene su snažno porasle na gotovo svim berzama u SEE regionu: rumunski OPCOM je dostigao 115,88 €/MWh, bugarski IBEX 104,98 €/MWh, hrvatski CROPEX 105,77 €/MWh, dok je srpski SEEPEX u proseku iznosio 101,61 €/MWh.

Na prvi pogled deluje kontradiktorno da istovremeno postoje više cene i rizik od negativnih cena. Međutim, tekst objašnjava da oba fenomena proizlaze iz istog strukturnog uzroka: sve intenzivnijih unutardnevnih cenovnih poremećaja usled nestabilnosti obnovljivih izvora i pada fleksibilnosti konvencionalnih kapaciteta.

Dve paralelne dinamike: solarni pritisak danju i troškovi balansa uveče

U posmatranom periodu solarna proizvodnja porasla je za približno 462 MW, a vetroenergija dodala još 37 MW. Istovremeno, nuklearna proizvodnja pala je za 1.686 MW, proizvodnja iz uglja smanjena je za 260 MW, a hidroproizvodnja opala za 357 MW. Tekst zato opisuje dve paralelne dinamike: tokom dnevnih sati solarna energija sve više potiskuje marginalne cene; tokom večernjih vršnih opterećenja i perioda slabije proizvodnje iz obnovljivih izvora smanjena dostupnost termoelektrana vraća gasne elektrane u marginalnu poziciju i značajno povećava troškove balansiranja sistema.

Upravo u tom okruženju negativne cene i cenovni šokovi počinju da postoje istovremeno.

Solarni rast menja hijerarhiju vrednosti: skladištenje postaje centralno

Istorijski posmatrano, elektroenergetski sistemi Jugoistočne Evrope oslanjali su se na relativno stabilnu kombinaciju hidroenergije i termoelektrana na ugalj. Udeo solarne energije bio je prenizak da bi ozbiljno poremetio unutardnevne krive cena. Tekst naglašava da se ta realnost brzo menja: Bugarska, Rumunija i Grčka ubrzale su razvoj velikih solarnih elektrana, dok Srbija, Severna Makedonija i Albanija ulaze u novu fazu velikih tržišno orijentisanih solarnih projekata kombinovanih sa skladištenjem energije.

Kao primer pritisaka navode se Grčka—gde regulatori i operatori mreže već osećaju ograničenja proizvodnje i pad dnevnih cena fotonaponskih elektrana—i Bugarska, gde se razvoj baterijskih skladišta ubrzava jer solarna proizvodnja sve češće stvara višak energije tokom dnevnih sati koji postojeća tržišna struktura teško apsorbuje.

Zbog toga tekst opisuje pomeranje hijerarhije vrednosti energetskih postrojenja unutar SEE tržišta električne energije: model „čistog“ povećanja kapaciteta obnovljivih izvora slabi. Umesto instaliranih megavata kao glavnog pokazatelja vrednosti, sposobnost kontrole vremena isporuke postaje važnija od same količine proizvedene energije.

Baterijska skladišta prelaze iz dopunske tehnologije u centralni infrastrukturni element tržišta jer razlika između dnevnih i večernjih cena raste—dnevni viškovi obaraju cene tokom solarnih vrhunaca, dok večernja nestašica podiže balansne marže. Operateri skladišta koja se pozicioniraju između ta dva vremenska prozora dobijaju pristup prihodima od arbitraže.

Finansijska održivost zavisi od profila prihoda

Tekst posebno ističe Albansko tržište kao primer: projekat podržan od strane EBRD koji kombinuje 160 MW solarne energije sa baterijskim skladištem od 60 MW nije predstavljen samo kao obnovljivi kapacitet već kao strukturna zaštita od rizika negativnih cena i ograničenja proizvodnje—što je važno za banke i institucionalne investitore.

S druge strane, tržišno orijentisani solarni projekti bez skladišta suočavaju se sa slabijim pretpostavkama finansijske održivosti širom Evrope jer predvidivost prihoda opada kako raste udeo obnovljivih izvora. Kanibalizacija cena smanjuje ostvarenu cenu električne energije upravo tokom sati najveće solarne proizvodnje. U praksi to znači da dve solarne elektrane sa identičnim instaliranim kapacitetom mogu imati različite profile finansiranja zavisno od toga da li poseduju baterije, imaju pristup balansnim tržištima ili fleksibilnim ugovorima o otkupu energije ili mogućnosti prekogranične optimizacije.

Prekogranični tokovi menjaju monetizaciju izvoza

Transformaciju dodatno ubrzavaju prekogranični tokovi električne energije. Tokom maja zabeleženo je značajno pogoršanje izvoza prema Italiji: region je prešao sa +310 MW neto izvoza prema Italiji u prethodnom periodu na -148 MW. Tekst navodi strateški značaj tog obrta jer je Italija istorijski bila tržište visokih cena za balkanske proizvođače električne energije—posebno hidroelektrane—ali kako raste italijanski udeo solara slabi dnevna potražnja za uvozom.

Time se podriva tradicionalni model monetizacije balkanskog izvoza hidroenergije tokom dnevnih sati: vrednost fleksibilnosti raste dok vrednost nekontrolisanog ubrizgavanja iz obnovljivih izvora opada. Operatorima hidroelektrana to daje profil sve sličniji pružaocima usluga skladištenja nego klasičnim baznim proizvođačima; upravljanje akumulacijama i sposobnost večernjeg balansiranja postaju komercijalno važnije od ukupne godišnje proizvodnje.

Gas ostaje ključna balansna tehnologija; infrastruktura dobija novu funkciju

Ista logika odnosi se na gasnu infrastrukturu. Proizvodnja iz gasa povećana je za 362 MW tokom posmatranog perioda uprkos nižoj ukupnoj potrošnji—što tekst tumači kao dokaz da gas ostaje glavna balansna tehnologija sposobna da stabilizuje regionalni sistem tokom volatilnosti obnovljivih izvora i pada dostupnosti uglja.

Zbog toga infrastruktura poput Vertikalnog gasnog koridora, LNG terminala u Aleksandropolisu i sistema povezanih sa TurkStream dobija drugu stratešku ulogu pored diverzifikacije snabdevanja: postaje indirektan omogućavač integracije obnovljivih izvora energije. Bez fleksibilnih gasnih kapaciteta događaji negativnih cena bi postajali češći uz rast nestabilnosti balansiranja sistema.

Politike se pomeraju ka ugovorima koji „preuzimaju“ rizik volatilnosti

Tekst ukazuje da političke posledice takođe dolaze do izražaja kroz negativne cene koje razotkrivaju slabosti starih sistema subvencija i aukcijskih modela. Feed-in tarife i mehanizmi fiksne podrške teže su za održavanje kada veleprodajne cene povremeno padaju ispod nule.

Zbog toga investitori, banke i regulatori prelaze ka sofisticiranijim modelima poput ugovora za razliku (CfD), hibridnim PPA ugovorima te integraciji skladištenja energije uz prihode od pomoćnih sistemskih usluga. Kapital se pritom usmerava ka projektima koji mogu ostvarivati prihode iz više izvora umesto projekata oslonjenih isključivo na prodaju električne energije po tržišnim cenama; baterijska skladišta su posebno privlačna jer monetizuju samu volatilnost tržišta.

Naredna decenija: fleksibilnost kao konkurentska prednost (i novi rizici)

Za zemlje SEE regiona ovo bi mogla biti jedna od ključnih investicionih tema naredne decenije. Region ima niži nivo penetracije obnovljivih izvora od Zapadne Evrope, ali poseduje prednosti poput dobre solarne radijacije, fleksibilnosti hidroenergije i potencijala jačanja interkonekcija. Tekst zaključuje da takva kombinacija može omogućiti SEE regionu da preraste u jednu od najvažnijih evropskih zona za balansiranje i fleksibilnost umesto ostanka periferne izvozne baze električne energije.

Srbija, Bugarska, Rumunija i Grčka posebno su predstavljeni kao dobro pozicionirane jer kombinuju rastuće kapacitete obnovljivih izvora sa strateškim prenosnim koridorima koji povezuju Centralnu Evropu, Balkan i Istočni Mediteran—ali tranzicija nosi ozbiljne rizike: pogoršanje zagušenja mreže uz rast ograničenja proizvodnje; veća volatilnost tržišne izloženosti; zahtev industrijskih potrošača za satno usklađivanje, sledljivost obnovljive energije i optimizaciju balansiranja; te dodatno komplikovanje zbog CBAM-a koji utiče na ekonomiku tokova električne energije zajedno sa klasičnim tržišnim faktorima.

Konačno, tekst poručuje da tradicionalni model bazne proizvodnje više ne može potpuno objasniti ponašanje cena—pa SEE ulazi u fazu vođenu fleksibilnošću gde vrednost sve više zavisi od sposobnosti balansiranja, pristupa skladištenju energije, optimizacije interkonekcija i kontrolisanih profila proizvodnje. Uticaj prevazilazi energetski sektor: industrijska konkurentnost data centara vodonika ili ekonomika aluminijuma te uslovi državnog finansiranja sve više zavise od toga kako zemlje upravljaju prelaskom ka volatilnim tržištima zasnovanim na obnovljivim izvorima energije.Narednih nekoliko godina verovatno će odlučiti koje države postaju regionalni centri fleksibilnosti a koje ostaju zagušene zone viška obnovljive energije uz trajni pritisak na pad cena—dok prva polovina maja 2026 sugeriše da je ta tranzicija već počela.