Do ranih 2030-ih, Jugoistočna Evropa verovatno neće izgledati kao potpuno konvergentno proširenje nemačkog ili francuskog tržišta električne energije. Umesto toga, formira se složeniji sistem: dublje povezan, više zasnovan na obnovljivim izvorima, bogatiji skladištenjem i finansijski investabilniji, ali i dalje definisan strukturnim razlikama u cenama, lokalnim uskim grlima i nejednakom vrednošću čvorišta. Tržište se kreće ka integraciji, ali ne i uniformnosti. Ta razlika je ključna jer će sledeći investicioni ciklus dobiti oni koji razumeju gde razlike opstaju unutar povezanog sistema, a ne oni koji očekuju potpunu konvergenciju. Dugoročne analize ENTSO-E ukazuju na rast elektrifikacije, jaču prekograničnu koordinaciju i veće potrebe za skladištenjem, a ne na izjednačavanje cena.
Opšti pravac razvoja je jasan. Potražnja za električnom energijom raste brže nego što su predviđali modeli pre 2022. godine, pod uticajem industrijske elektrifikacije, digitalne infrastrukture i transporta. Međunarodna agencija za energiju procenjuje rast od preko 3,5% godišnje do kraja decenije. To znači više proizvodnje iz obnovljivih izvora, ali i više fleksibilnih kapaciteta. Jugoistočna Evropa je deo tog trenda, ali uz dodatni izazov – neujednačenu mrežu i integraciju tržišta.
Ponuda u periodu 2030–2035 biće značajno „zelenija“. Države EU u regionu ažuriraju svoje planove, dok Energetska zajednica prati isti pravac. Srbija već ima plan za veću penetraciju obnovljivih izvora do 2030. i dugoročnu dekarbonizaciju do 2050. godine. Fleksibilnost postaje deo regulatornog okvira, što znači da sistem ne dodaje samo kapacitete, već i institucionalnu infrastrukturu potrebnu za njihovu integraciju.
Realističan scenario za 2030–2035 podrazumeva mrežu sa tri investicione zone. Prva je severna, bolje povezana zona (Mađarska–Rumunija–severna Srbija). Druga je srednja tranziciona zona (centralna Srbija, unutrašnja Bugarska, Bosna). Treća je južna volatilna zona (Grčka, Severna Makedonija, Albanija i jadranski pravac preko Crne Gore). Sve ove zone čine jedno tržište, ali ne i jedinstvenu vrednost – odnosno slojevitu tržišnu strukturu.
Ukupni kapacitet obnovljivih izvora mogao bi dostići 25–35 GW do prve polovine 2030-ih. Solar će dominirati zbog brzine i cene, ali vetar će imati veći kvalitet prihoda zbog boljeg profila proizvodnje. To znači da tržište neće vrednovati samo količinu energije, već i njen vremenski i tržišni kvalitet.
Skladištenje energije menja karakter sistema. Analize ENTSO-E i Zajednički istraživački centar Evropske komisije ukazuju na snažan rast baterija. Scenario od 5–8 GW baterijskih sistema u regionu više nije agresivan, već potreban. Grčka ostaje tržište volatilnosti, Rumunija i Bugarska kombinacija tržišta i ugovora, dok Srbija postaje važna za hibridne projekte – odnosno transformacija kroz skladištenje.
Prenosna mreža će se širiti, ali ne dovoljno da eliminiše razlike. Očekuje se povećanje kapaciteta za 30–50% na ključnim pravcima, ali kroz ciljane projekte. To znači da će se zagušenja pomerati, a ne nestajati – odnosno efikasniji, ali i dalje neujednačen sistem.
Zbog toga razlike u cenama ostaju ključne. Severni deo regiona može imati cene od 70–90 €/MWh, dok južni deo ostaje u rasponu od 90–130 €/MWh. Razlika od 10–40 €/MWh postaje trajna karakteristika sistema, uz dodatnu intradnevnu volatilnost – odnosno strukturni spread.
Severni deo postaje stabilnija investiciona zona. Zapadna Rumunija i severna Srbija nude dobre uslove za projekte sa nižim rizikom i boljim pristupom tržištu. Takvi projekti mogu imati leverage od 65–75% i IRR od 9–12% – odnosno stabilni infrastrukturni prinosi.
Srednja zona zahteva više rada kapitala. Projekti u centralnoj Srbiji ili unutrašnjoj Bugarskoj suočavaju se sa ograničenjima mreže. Ovde hibridni projekti postaju ključni. Solar bez baterije gubi vrednost, dok solar + baterija može stvoriti stabilan prihod – odnosno struktura stvara vrednost.
Južna zona ostaje najvolatilnija. Grčka ostaje cenovni referent zbog gasa i visokog udela solara. Ovo stvara idealne uslove za baterije i trgovanje. Ovaj deo tržišta nudi visoke prinose, ali i veći rizik – odnosno visoka volatilnost = visoka opcionalnost.
Promene u potražnji dodatno pojačavaju razlike. Data-centri i digitalna infrastruktura nisu ravnomerno raspoređeni. Grčka i Rumunija već pokazuju snažan rast ovog sektora. To stvara razliku između regiona sa viškom energije i regiona sa stabilnom potražnjom – odnosno nova vrednost čvorišta.
Politika ugljenika dodatno menja tržište. Mehanizam CBAM povećava značaj industrijskih kupaca energije. Projekti sa niskim emisijama i stabilnim isporukama postaju vredniji – odnosno energija kao karbonska imovina.
Za investitore, region se deli na tri segmenta: stabilni prinosi, tranzicioni prinosi i volatilni prinosi. Kapital već prati ovu logiku, fokusirajući se na projekte sa jasnom strukturom prihoda – odnosno portfeljski pristup ulaganjima.
Platforme poput Electricity.Trade postaju ključne jer omogućavaju analizu čvorišta, volatilnosti i mreže. Informacije postaju deo vrednosti projekta – odnosno podatak kao imovina.
Zaključno, sistem koji nastaje do 2030-ih nije potpuno ujednačen. On je povezan, ali diferenciran. Prenos raste, ali ne svuda. Obnovljivi izvori dominiraju, ali nisu dovoljni bez skladištenja. Potražnja raste, ali ne ravnomerno. Upravo ta neujednačenost stvara investicione prilike. Jugoistočna Evropa neće postati „dosadno evropsko tržište“, već tržište gde razlike stvaraju vrednost i gde kapital profitira upravo iz te strukturalne kompleksnosti.
