Dvadeseta nedelja širom Jugoistočne Evrope potvrdila je dublju strukturnu promenu koja se sada razvija unutar regionalnih tržišta električne energije: proizvodnja iz obnovljivih izvora energije sve više postaje dominantna kratkoročna sila u formiranju cena, dok volatilnost cena gasa i prekogranično balansiranje redefinišu regionalno trgovinsko ponašanje. Cene električne energije na većini tržišta Jugoistočne Evrope značajno su pale u periodu od 11. do 17. maja 2026. godine, prvenstveno zbog naglog rasta proizvodnje iz vetroelektrana, slabije sezonske potražnje i smanjenog angažovanja termoelektrana.
Najveće nedeljne korekcije cena zabeležene su na tržištima koja su prethodno bila izložena visokim troškovima balansiranja i termo proizvodnje. Grčka je zabeležila jedan od najvećih padova, pri čemu su prosečne veleprodajne cene pale za 17,9% na nedeljnom nivou, na 87,25 evra po megavat-satu, dok je Srbija zabeležila pad od 12,5%, a Italija od 11,6%, iako je Italija i dalje ostala najskuplje veliko tržište Jugoistočne Evrope sa prosekom od 116,22 evra po megavat-satu.
Regionalni trend pokazuje koliko poboljšani uslovi za proizvodnju energije vetra sada brzo obaraju marginalne cene širom povezanih balkanskih elektroenergetskih sistema. Ukupna proizvodnja iz varijabilnih obnovljivih izvora energije širom regiona porasla je za 27,0% na nedeljnom nivou, na 3,60 TWh, dok je proizvodnja iz vetroelektrana regionalno skočila za čak 57,4%.
Ovo ponovno određivanje cena pod uticajem obnovljivih izvora energije postaje sve više strukturni, a ne sezonski fenomen.
Srbija se izdvojila kao jedan od najjasnijih primera ove tranzicije. Iako je zemlja zabeležila jedan od najvećih procentualnih skokova proizvodnje energije vetra tokom nedelje, proizvodnja hidroenergije istovremeno je pala za čak 49,4%, otkrivajući koliko stabilnost srpskog tržišta sve više zavisi od balansiranja između nestabilne proizvodnje iz vetra i opadajuće fleksibilnosti hidroelektrana.
Posledica toga bio je nagli rast neto uvoza Srbije, koji je skočio za 251,2% na nedeljnom nivou, iako su domaće veleprodajne cene istovremeno značajno pale.
Ovo razilaženje ima veliki strateški značaj za budućnost srpskog tržišta električne energije.
Istorijski gledano, balansiranje srpskog tržišta u velikoj meri se oslanjalo na baznu proizvodnju iz lignita u kombinaciji sa fleksibilnošću hidroelektrana na sistemima Drine i Dunava. Međutim, ubrzani rast regionalne proizvodnje energije vetra počinje da menja strukturu unutardnevnog tržišta. Kada se uslovi za proizvodnju energije vetra istovremeno poboljšaju širom Balkana, prekogranična električna energija postaje jeftinija i dostupnija, čime se smanjuje konkurentnost domaće termo proizvodnje.
Time sistemi koji se oslanjaju na lignit postaju sve izloženiji periodima negativnih ili ekstremno niskih dnevnih cena — fenomenu koji se već ubrzano širi širom povezanih evropskih tržišta.
Izveštaj pokazuje da je termo proizvodnja širom Jugoistočne Evrope pala za 13,7% na nedeljnom nivou, na 4,12 TWh, dok je sama proizvodnja iz gasnih elektrana opala za 15,5%.
Grčka je pružila još jedan snažan primer pritiska dekarbonizacije na konvencionalnu proizvodnju. Proizvodnja iz grčkih lignitnih elektrana pala je za više od 30% na nedeljnom nivou, dodatno potvrđujući širu tranziciju ka napuštanju domaće proizvodnje iz uglja.
Istovremeno, Italija ostaje strukturno ranjiva na kretanje cena gasa uprkos boljim uslovima za proizvodnju iz obnovljivih izvora energije. Italijansko tržište beležilo je prosečne cene iznad 116 evra po megavat-satu, što ga i dalje svrstava među najskuplja tržišta u Evropi.
To odražava strukturnu realnost koja postaje sve značajnija za investitore i industrijske potrošače u Jugoistočnoj Evropi: tržišta sa većom zavisnošću od gasa nastavljaju da trguju uz trajnu cenovnu premiju u odnosu na sisteme sa velikim udelom obnovljivih izvora energije.
Posledice po regionalna ulaganja u obnovljive izvore energije postaju sve značajnije.
Projekti vetroelektrana i solarnih elektrana u Srbiji, Rumuniji, Bugarskoj, Grčkoj i Hrvatskoj sada imaju koristi od tržišnog okruženja u kojem proizvodnja iz obnovljivih izvora direktno obara marginalne cene sistema, dok istovremeno povećava potrebu za balansiranjem i fleksibilnošću mreže. To stvara snažniji komercijalni argument za integrisane baterijske sisteme za skladištenje energije i fleksibilne industrijske PPA ugovore.
Tržišni podaci sve više potvrđuju pojavu nove regionalne hijerarhije energetskih sredstava:
Vetroelektrane + baterijski sistemi za skladištenje energije (BESS) + sposobnost prekogranične trgovine postaju značajno isplativiji i lakše finansijski održivi od samostalnih projekata obnovljivih izvora energije.
Ovo je posebno važno u okviru razvoja CBAM mehanizma.
Kako industrijski kupci u EU sve više traže sledljivo snabdevanje električnom energijom sa niskim ugljeničnim intenzitetom, proizvođači obnovljive energije u Jugoistočnoj Evropi koji su povezani na fizički proverljive mreže i podržani garancijama porekla (GO), SCADA sledljivošću i sistemima satnog usklađivanja mogli bi ostvariti znatno bolje cene u okviru PPA ugovora i manju izloženost tržišnom riziku.
Izveštaj takođe naglašava rastući značaj regionalnih tokova električne energije.
Prekogranična trgovina značajno je intenzivirana tokom dvadesete nedelje, pri čemu je ukupan neto uvoz širom Jugoistočne Evrope porastao za 51,0% na nedeljnom nivou, na 1,56 TWh.
Bugarska je tokom nedelje prešla iz pozicije neto uvoznika u snažnog neto izvoznika, zahvaljujući poboljšanoj konkurentnosti domaće proizvodnje.
To dodatno potvrđuje sve važniju stratešku poziciju Bugarske u tokovima električne energije Jugoistočne Evrope. Zemlja postaje jedan od ključnih balansnih koridora između Rumunije, Grčke, Turske, Srbije i Centralne Evrope.
U međuvremenu, Turska nastavlja da funkcioniše kao izdvojeno tržište.
Turske cene električne energije iznosile su u proseku svega 13,21 evro po megavat-satu, dramatično niže od nivoa na tržištima EU.
Razmere ove divergencije odražavaju drugačiju strukturu formiranja cena, proizvodnog miksa i tržišnih mehanizama u Turskoj. Međutim, to istovremeno stvara rastuće dugoročne strateške posledice po evropsku industrijsku konkurentnost i relokaciju energetski intenzivne proizvodnje.
Jeftina turska električna energija sve više postaje regionalni faktor industrijske konkurentnosti za sektore poput prerade čelika, prerade aluminijuma, hemijske industrije i napredne proizvodnje.
Ipak, tržište gasa unelo je dodatni balansirajući rizik.
Evropske TTF cene gasa ponovo su porasle iznad 50 evra po megavat-satu, podstaknute zategnutim LNG tržištem, geopolitičkom neizvesnošću oko bliskoistočnih ruta snabdevanja i očekivanjima snažnije azijske potražnje za LNG-om.
Holandski TTF fjučersi zabeležili su nedeljni rast od približno 4,8%, dok su cene porasle za više od 22% tokom poslednjeg meseca i više od 33% na godišnjem nivou.
Ovo ostaje od ključnog značaja za Jugoistočnu Evropu jer cene gasa i dalje snažno utiču na strukturu cena električne energije u Italiji, Grčkoj, Mađarskoj i delimično u Hrvatskoj.
Izveštaj takođe identifikuje još jedan sve ozbiljniji evropski rizik: nedovoljnu ekonomsku isplativost punjenja skladišta gasa.
Evropske zalihe gasa trenutno zaostaju za prošlogodišnjim nivoima za približno 7,2 milijarde kubnih metara, odnosno oko 17%, uglavnom zato što visoke promptne cene i backwardation struktura TTF tržišta obeshrabruju ubacivanje gasa u skladišta.
Ukoliko se ovakvi uslovi nastave tokom leta, Evropa bi mogla ući u zimu 2026/27. godine sa znatno slabijim rezervama gasa nego što su kreatori politika prvobitno očekivali.
Ovo direktno utiče na tržišta električne energije Jugoistočne Evrope, jer volatilnost cena gasa sve više prelazi u volatilnost cena električne energije, posebno tokom perioda slabe proizvodnje iz obnovljivih izvora energije.
Iz trgovinske perspektive, tržište se sve više fragmentira na tri strukturne cenovne zone:
Prvu zonu čine jeftini sistemi sa dominantnim udelom obnovljivih izvora energije, poput Francuske, Španije i sve više Grčke tokom perioda snažne solarne proizvodnje.
Drugu zonu čine tranziciona tržišta poput Srbije, Bugarske, Rumunije i Hrvatske, gde rast obnovljivih izvora energije brzo menja strukturu angažovanja elektrana, ali termo proizvodnja i dalje zadržava važnu balansnu ulogu.
Treću zonu čine sistemi strukturno izloženi gasu, poput Italije i delova Centralne Evrope, gde cene gasa i dalje dominiraju marginalnim cenama električne energije.
Za investitore, kreditore i industrijske potrošače električne energije ova tranzicija postaje sve važniji faktor u proceni finansijske održivosti projekata.
Postrojenja iz obnovljivih izvora energije sposobna da pokažu:
- satno usklađivanje proizvodnje i potrošnje,
- sposobnost prekogranične isporuke,
- baterijsku fleksibilnost,
- sledljive garancije porekla,
- CBAM-kompatibilno snabdevanje električnom energijom i
- stabilne balansne aranžmane
verovatno će ostvarivati znatno povoljnije uslove finansiranja tokom narednog investicionog ciklusa.
Ovaj trend je posebno vidljiv u Srbiji i Crnoj Gori, gde se buduće industrijske investicije orijentisane ka izvozu sve više procenjuju ne samo prema troškovima rada ili logističkoj efikasnosti, već i prema dugoročnoj dostupnosti proverljivo niskougljenične električne energije.
Tržišna dinamika zabeležena tokom dvadesete nedelje snažno potvrđuje da Jugoistočna Evropa više nije samo periferna elektroenergetska regija. Ona sve više postaje jedan od strateški najvažnijih evropskih tranzicionih koridora za balansiranje obnovljivih izvora energije, prekograničnu trgovinu električnom energijom, industrijsku dekarbonizaciju i snabdevanje električnom energijom povezano sa CBAM mehanizmom.
