Januar 2026 je jasno potvrdio jednu strukturnu realnost u Jugoistočnoj Evropi: cene električne energije nisu rasle zbog nedostatka ukupne proizvodnje, već zato što kapaciteti za prekogranični prenos i upravljanje zagušenjima nisu funkcionisali u trenucima kada je regionalno balansiranje bilo najpotrebnije. Zimski skokovi cena koji su primećeni širom JIE nisu bili samo rezultat troškova goriva i potražnje; oni su bili pojačani, a u nekim slučajevima i stvoreni, zbog ograničenja u prenosnim kapacitetima koja su fragmentirala ono što nominalno treba da bude povezano tržište.
Tokom najhladnijih perioda januara, cene na tržištu za naredni dan u ključnim JIE čvorištima su se naglo odvojile. Dok su Srbija, Mađarska, Rumunija i Bugarska često imale clearing u opsegu od 115–135 €/MWh, susedna tržišta sa drugačijim odnosom ponude i potražnje nisu mogla da izvoze dovoljno jeftinije električne energije zbog zasićenih interkonekcija. Rezultat su bili stalni razmaci cena od 20–40 €/MWh, a ponekad i više, preko granica koje bi teorijski trebalo da arbitražu u roku od nekoliko sati.
Glavno ograničenje bilo je na sever–jug i istok–zapad koridorima koji povezuju JIE sa Centralnom Evropom i unutar Balkana. Interkonekcije između Mađarske i Srbije, Rumunije i Bugarske, Bugarske i Grčke, kao i Hrvatske i Mađarske, često su radile pri ili blizu pune kapacitete tokom vršnih sati. Kada su ti limiti dostignuti, marginalne cene su postale lokalno određene, vraćajući se na troškove gasnih i lignitnih elektrana, umesto da odražavaju regionalnu ponudu.
Iz kvantitativne perspektive, problem nije suptilan. Jedna ograničena granica od 1 GW tokom 6–8 zimskih vršnih sati dnevno može zadržati 6–8 GWh skuplje proizvodnje unutar nacionalnog sistema. Pri diferencijalu cena od 30 €/MWh, to se prevodi u 180.000–240.000 € dnevno implicitnog prihoda od zagušenja i prenosa troškova na potrošače. Pomnoženo preko više granica i nekoliko januarskih nedelja, fragmentacija cena zbog zagušenja dostigla je ekonomski uticaj od desetina miliona evra.
Prihodi od zagušenja pripadali su prvenstveno operatorima prenosnog sistema (TSO), što odražava vrednost oskudice prekograničnog kapaciteta. Iako su ti prihodi često namenjeni investicijama u mrežu, januar je pokazao da trenutni rokovi za pojačanja zaostaju za brzinom kojom se pojavljuje volatilnost cena. Sa stanovišta učesnika na tržištu, prihod od zagušenja je simptom neefikasnosti, a ne rešenje problema.
Za trgovce, januar je bio prava škola tržišta zagušenja. Oni sa fizičkim pravima na prenos ili dobro pozicioniranim prekograničnim portfolijima uhvatili su razlike cena koje su bile uglavnom nezavisne od energetskih fundamentalnih faktora. Vrednost nije bila u predviđanju potražnje ili cena goriva, već u osiguranju pristupa ograničenim granicama. Trgovci bez stabilnog kapaciteta bili su strukturno isključeni iz arbitraže, bez obzira na signal cena.
Za proizvođače, zagušenja su stvorila asimetrične ishode. Elektrane locirane u zonama sa ograničenim uvozom imale su koristi od viših lokalnih cena čak i kada je jeftinija električna energija postojala preko granice. Suprotno tome, proizvođači u zonama sa izvoznim kapacitetom suočavali su se sa potiskivanjem cena kada nisu mogli u potpunosti pristupiti tržištima susednih zemalja sa višim cenama. Ova neravnomerna geografija formiranja cena narušila je efikasnost kratkoročnog dispatch-a i potkopala premise jedinstvenog regionalnog tržišta.
Obnovljivi izvori su bili posebno pogođeni. Viškovi vetra ili hidroenergije u jednom sistemu nisu mogli pouzdano smanjiti cene na susednim tržištima jer su interkonekcije već bile zasićene osnovnim i termalnim protokom. Januar je pokazao da je integracija obnovljivih sada ograničena više topologijom mreže nego dostupnošću proizvodnje. Dodavanje kapaciteta vetra u jednoj zemlji ne smanjuje regionalne zimske cene ako energija fizički ne može da stigne do deficitnih zona tokom vršnih sati.
Sa stanovišta industrijskih kupaca, zagušenja su direktno povećala troškove nabavke. Veliki potrošači locirani iza ograničenih granica plaćali su lokalne cene oskudice čak i kada su susedna tržišta bila značajno jeftinija. Ovo dodatno naglašava geografski jaz u konkurentnosti unutar JIE, gde troškovi industrije zavise ne samo od nacionalne politike ili mešavine proizvodnje, već i od precizne električne lokacije imovine unutar prenosne mreže.
Interakcija između zagušenja i cena gasa bila je presudna. Kada su interkonekcije zasićene, gasne elektrane su postale marginalni tvorci cena u izolovanim zonama. Svako dodatno povećanje cene gasa od 10 €/MWh gotovo mehanički se prenosilo u više lokalne cene električne energije, bez olakšanja iz uvoza. Januar je pokazao kako ograničenja mreže pojačavaju šokove cena goriva, a ne samo da ih prenose.
Mehanizmi dodele kapaciteta takođe su došli pod implicitnu kritiku. Dok je market coupling funkcionisao po dizajnu, januar je pokazao da efikasnost alokacije ne može nadoknaditi nedovoljan obim kapaciteta. Dobro funkcionisanje aukcija jednostavno je raspodelilo oskudicu; nije je eliminisalo. Ova distinkcija je važna za regulatore, jer premesta problem sa dizajna tržišta na adekvatnost infrastrukture.
Gledano unapred, januar jača ekonomski argument za ciljane investicije u mrežu, a ne generička pojačanja. Najveća vrednost leži u širenju koridora koji se ponovo i ponovo zagušuju tokom zimskih vrhova, posebno onih koji povezuju sisteme bogate vetrom i hidroenergijom sa industrijskim zonama sa velikom potražnjom. Povećanja kapaciteta od 500–800 MW na kritičnim granicama mogu značajno smanjiti zimske oscilacije cena omogućavajući arbitražu u stresnim satima.
Januar takođe naglašava strateški značaj regionalne koordinacije. Jednostrani nacionalni pristupi razvoju mreže rizikuju da zadrže fragmentaciju. Ponašanje cena u ovom mesecu odražava regionalni sistem pod naponom, a ne izolovane nacionalne neuspehe. Bez koordinisanog planiranja među TSO-ima i regulatorima, JIE rizikuje da se ukorenjuje dvostruko tržište električne energije gde konvergencija cena postoji samo u uslovima niskog stresa.
Širi zaključak je da je januar 2026 prekogranični kapacitet preoblikovao iz tehničke detalja u ključni faktor cena. Cene električne energije u JIE nisu bile samo visoke; bile su lokacijski visoke, oblikovane time koje su granice bile zagušene i kada. Sve dok se zimski rast potražnje, marginalne cene gasa i sezonska proizvodnja obnovljivih izvora ukrštaju sa nedovoljnom interkonekcijom, zagušenja će i dalje određivati cene koliko i troškovi proizvodnje.
Januar nije otkrio kvar na tržištu. Pokazao je sistem koji funkcioniše upravo onako kako je projektovan. Pitanje za Jugoistočnu Evropu je da li će nastaviti da prihvata zimska zagušenja kao ponavljajući faktor cena, ili će proširenje prekograničnog kapaciteta postati jednako centralno za energetsku politiku koliko i razvoj obnovljivih izvora.
Pripremljeno od strane virtu.energy
