Finansiranje solarne energije u Jugoistočnoj Evropi ulazi u novu fazu dok tržišni podaci iz aprila 2026. signaliziraju kompresiju merchant prihoda

April 2026. godine mogao bi se jednog dana posmatrati kao jedan od najjasnijih ranih signala upozorenja za [[PRRS_LINK_1]] u Jugoistočnoj Evropi, pošto su kolaps dnevnih cena električne energije, rastuća penetracija obnovljivih izvora i sve veća unutardnevna volatilnost razotkrili rastuće finansijske rizike sa kojima se suočavaju samostalni merchant fotonaponski projekti širom regiona.

Tokom većeg dela prethodne tri godine razvoj solarne energije u Jugoistočnoj Evropi imao je koristi od neuobičajeno povoljne kombinacije:

• visokih cena električne energije,
• tesnih regionalnih proizvodnih margina,
• zabrinutosti za energetsku bezbednost,
• rastuće industrijske tražnje za PPA ugovorima,
• i agresivnih ciljeva dekarbonizacije.

To okruženje sada počinje da se menja.

Tržišni podaci iz aprila za Grčku, Mađarsku, Hrvatsku, Srbiju, Rumuniju i Bugarsku pokazuju da tržišta električne energije u regionu SEE postepeno ulaze u istu strukturnu tranziciju koju su ranije prošle Nemačka, Španija i delovi Zapadne Evrope: proizvodnja iz solarnih elektrana počinje sistematski da slabi upravo one dnevne cene na kojima su prvobitno bili zasnovani finansijski modeli solarnih projekata.

Regionalne cene električne energije naglo su pale tokom aprila, pošto se manja sezonska potražnja poklopila sa izuzetno snažnom proizvodnjom iz obnovljivih izvora. Tržište u Italiji palo je za 16,67% na mesečnom nivou na 119,47 €/MWh, Mađarska je pala za 17,73%, Hrvatska za 17,89%, Bugarska za 12,09%, Rumunija za 9,13%, a Grčka za 6,58%. Tržište u Srbiji oslabilo je umerenije, na 91,51 €/MWh.

Sam pad cena nije najvažniji signal. Mnogo važniji faktor jeste promena same strukture formiranja cena.

Mađarska je pružila jedan od najjasnijih pokazatelja ove tranzicije kada su cene po satu 26. aprila pale na čak -19,90 €/MWh. U Hrvatskoj su cene pale ka nivou od 4,83 €/MWh, dok je kompresija dnevnih cena postajala sve vidljivija širom regiona. Ovo više nisu izolovani događaji volatilnosti. Oni sve više postaju strukturni simptomi rastuće zasićenosti tržišta solarnom energijom tokom podnevnih sati.

Ovo je od ogromnog značaja za projektno finansiranje, jer se većina solarnih projekata u Jugoistočnoj Evropi i dalje finansira na osnovu pretpostavki koje uglavnom odražavaju ranije tržišne uslove, karakteristične po:

• relativno stabilnim dnevnim cenama,
• ograničenoj kanibalizaciji obnovljivih izvora,
• i snažnijem ostvarivanju merchant cena.

Te pretpostavke sada počinju da slabe.

Finansijski izazov je veoma jednostavan. Kako raste penetracija solarne energije, proizvodnja iz fotonaponskih sistema sve više se poklapa sa periodima najnižih tržišnih cena. Zbog toga prosečne bazne cene postaju manje relevantne od stvarno ostvarenih prihoda solarnih elektrana.

Ovo razilaženje između baznih cena i stvarnih „capture“ cena solarne energije moglo bi postati jedan od ključnih investicionih rizika za finansiranje obnovljivih izvora u SEE regionu tokom narednog investicionog ciklusa.

Aprilski podaci snažno sugerišu da je taj proces već započeo.

Proizvodnja iz obnovljivih izvora u Mađarskoj porasla je za čak 86,93% na mesečnom nivou tokom aprila, dok je Bugarska povećala proizvodnju iz obnovljivih izvora za 9,55%, Italija za 10,80%, a Hrvatska za 4,20%. Ova povećanja dogodila su se upravo tokom perioda snažno oslabljene potražnje za električnom energijom, stvarajući idealne uslove za intenziviranje efekta solarne kanibalizacije.

Istovremeno, potrošnja električne energije širom regiona drastično je oslabila. Srbija je zabeležila kolaps potražnje od 31,78%, Rumunija je pala za 16,94%, Bugarska za 14,09%, Italija za 13,33%, a Grčka za 10,93%. Manja industrijska i rezidencijalna potrošnja smanjila je potrebu za skupom marginalnom proizvodnjom iz termoelektrana, kompresujući veleprodajne cene upravo tokom sati najjače solarne proizvodnje.

Za kreditore i infrastrukturne fondove implikacije postaju sve značajnije.

Merchant solarni projekti bez dugoročnih ugovorenih offtake struktura uskoro bi mogli da se suoče sa:

• slabijim ostvarenim prihodima,
• većom cenovnom volatilnošću,
• većom izloženošću ograničavanju proizvodnje,
• i manjom stabilnošću refinansiranja.

Ovo već počinje da menja okvire bankabilnosti širom tržišta obnovljivih izvora u SEE regionu.

Pružaoci duga sve više zahtevaju:

• analizu korelacije proizvodnje i cena po satima,
• modelovanje „capture“ cena,
• analizu osetljivosti na negativne cene,
• i scenarije rizika od ograničavanja proizvodnje,

umesto oslanjanja prvenstveno na prosečne godišnje bazne prognoze.

Baterijska skladišta energije postaju centralni deo ove finansijske tranzicije.

Ponašanje tržišta tokom aprila praktično je pokazalo zašto buduća bankabilnost solarnih projekata sve više zavisi od fleksibilne mogućnosti dispečiranja, a ne od same količine proizvodnje. Sve veći raspon između slabih podnevnih cena i snažnijih večernjih cena stvara sve atraktivniju ekonomiku arbitraže za skladištenje energije.

Za investitore to pomera vrednovanje projekata ka hibridnim sistemima sposobnim za:

• skladištenje viška dnevne proizvodnje,
• prilagođavanje profila isporuke,
• učešće na balansnim tržištima,
• i zaštitu stabilnosti „capture“ cena.

Samostalni fotonaponski projekti bez skladištenja energije sve više rizikuju da postanu merchant izloženosti nižeg kvaliteta.

Ova tranzicija posebno je važna u Jugoistočnoj Evropi, jer se region još nalazi u ranoj fazi razvoja velikih solarnih projekata. Za razliku od Nemačke ili Španije, većina SEE tržišta i dalje ima relativno mali nivo penetracije baterijskih sistema i nedovoljno razvijenu infrastrukturu za balansiranje. Zbog toga bi narednih nekoliko godina moglo odrediti da li će region izbeći ozbiljnu kompresiju solarnih margina koja je već vidljiva na zrelijim evropskim tržištima obnovljivih izvora.

Srbija predstavlja jedan od najzanimljivijih slučajeva. Penetracija solarne energije i dalje je relativno skromna, pri čemu obnovljivi izvori čine svega 6,47% proizvodnog miksa u aprilu. Međutim, razvojni pipeline obnovljivih projekata u Srbiji ubrzano raste. Zemlja bi zato mogla doživeti odloženu, ali potencijalno ubrzanu verziju iste dinamike solarne kanibalizacije koja se sada pojavljuje širom Evrope.

Interakcija sa mehanizmom CBAM dodaje još jednu finansijsku dimenziju.

Evropski industrijski kupci sve više traže:

• sledljivu obnovljivu električnu energiju,
• vremenski usklađeno snabdevanje po satima,
• niskougljenične strukture nabavke,
• i dugoročnu cenovnu stabilnost.

To bi moglo delimično zaštititi kvalitetne solarne projekte integrisane u industrijske PPA ugovore, posebno za izvoznike koji snabdevaju tržište Evropske unije pod pritiskom CBAM mehanizma.

Priroda budućih PPA ugovora takođe se ubrzano menja. Tradicionalni solarni ugovori sa fiksnim profilom isporuke sve više izlažu kupce riziku neuravnoteženosti i profilnom riziku. Industrijski offtakeri sada sve češće preferiraju diverzifikovane portfolije koji kombinuju:

• solarnu energiju,
• vetroenergiju,
• baterijska skladišta,
• hidro balansiranje,
• i prekograničnu optimizaciju.

To stvara rastuću vrednost za developere sposobne da isporuče fleksibilne niskougljenične energetske proizvode, umesto prostih količina obnovljivih megavat-sati.

Trajna strukturna cenovna premija u Italiji ostaje posebno važna u ovom kontekstu. Uprkos slabosti regionalnih cena, Italija je i dalje beležila prosečnu cenu od 119,47 €/MWh, znatno višu od susednih SEE tržišta. To održava atraktivne izvozne i arbitražne mogućnosti za balkanske projekte obnovljivih izvora koji mogu pristupiti tržištima povezanim sa Italijom putem interkonekcija i strukturiranih trgovinskih strategija.

Međutim, čak i Italija sve više pokazuje unutardnevnu kompresiju solarnih cena, što znači da bi se buduća vrednost mogla pomeriti sa same proizvodnje ka:

• fleksibilnosti,
• optimizaciji dispečiranja,
• sposobnosti balansiranja,
• i vremenski pomerenoj isporuci energije.

Podaci iz aprila 2026. godine zato sugerišu da tržište solarne energije u Jugoistočnoj Evropi ulazi u mnogo sofisticiraniju finansijsku fazu. Naredna generacija uspešnih projekata verovatno neće biti definisana time ko može izgraditi najveći fotonaponski kapacitet uz najniži CAPEX.

Sve više će vrednost zavisiti od:

• integracije skladištenja energije,
• fleksibilnih offtake struktura,
• prekogranične optimizacije,
• učešća na balansnim tržištima,
• i sposobnosti zaštite dugoročne stabilnosti „capture“ cena na sve zasićenijim dnevnim tržištima električne energije.