Solarno tržište u jugoistočnoj Evropi ušlo je u zahtevniju fazu u julu 2026. godine. Proizvodnja iz fotonaponskih elektrana nastavlja da raste i sve snažnije oblikuje cene električne energije tokom dana, ali samo dodavanje novih megavata više nije dovoljno da garantuje atraktivne prinose. Komercijalni fokus sve više se pomera ka tome kada električna energija može da bude isporučena, da li može da bude uskladištena, kako se raspodeljuje redukcija proizvodnje i da li projekat ima obezbeđen i pouzdan pristup mreži.
Obilje električne energije tokom podneva sve češće se susreće sa nestašicom u večernjim satima. Najjasniji signal predstavlja širenje razlike između cena tokom dana i uveče. Za isporuku u nedelju, 19. jula, cena električne energije na rumunskom tržištu za dan unapred pala je na 0,02 evra/MWh tokom perioda najintenzivnije solarne proizvodnje, pre nego što je porasla na 154,13 evra/MWh sa smanjenjem proizvodnje iz fotonaponskih elektrana. U Bugarskoj je cena porasla sa 0,04 evra/MWh na 154,96 evra/MWh, dok je u Grčkoj porasla sa 0,04 evra/MWh na 156,77 evra/MWh. Slovenija je zabeležila još veći raspon, od 0,02 evra/MWh do 185,11 evra/MWh.
Radnim danima veća potrošnja je naknadno podigla čitavu krivu cena, ali nije uklonila njen oblik koji je i dalje bio određen solarnom proizvodnjom. Za isporuku 20. jula, cene u Grčkoj i Bugarskoj pale su na 42,60 evra/MWh pre nego što su porasle na 190,30 evra/MWh, dok je u Rumuniji cena pala na 42,40 evra/MWh, a zatim porasla na 190,60 evra/MWh. Regionalni tržišni monitor označio je periode između H10 i H14 kao sate sa najnižim cenama, dok su najviše cene uglavnom beležene između H20 i H22.
Ova dva dana isporuke ne treba posmatrati kao potpunu reprezentaciju prosečnih julskih cena. Na cene utiču vremenski uslovi, potrošnja, raspoloživost termoelektrana i prekogranični tokovi. Ipak, oni ilustruju sve strukturniji izazov sa kojim se suočavaju proizvođači solarne energije: proizvodnja iz fotonaponskih elektrana najobilnija je upravo u periodu kada je tržišna vrednost još jednog solarnog megavata najniža.
Cena po kojoj solarna elektrana prodaje svoju proizvodnju, odnosno capture price, a ne prosečna bazna cena električne energije, postaje ključni pokazatelj solarne ekonomike. Dnevni proseci bazne cene mogu da pruže pogrešnu sliku profitabilnosti projekta, jer solarna elektrana ne ostvaruje prosečnu tržišnu cenu ravnomerno tokom svih 24 sata. Najveći deo njene proizvodnje koncentrisan je u satima u kojima sama solarna proizvodnja dodatno obara cene.
Pokazatelj capture price-a kompanije ENTSO-E za period od 1. juna 2025. do 1. juna 2026. godine procenio je tržišnu vrednost reprezentativnog profila proizvodnje iz fotonaponskih elektrana na 43 evra/MWh u Grčkoj, 57 evra/MWh u Bugarskoj, 58 evra/MWh u Rumuniji, 60 evra/MWh u Sloveniji i 69 evra/MWh u Hrvatskoj. Na nivou Evrope, izračunata vrednost proizvodnje iz fotonaponskih elektrana bila je u proseku približno 30% niža od prosečne cene električne energije na tržištu za dan unapred. ENTSO-E upozorava da ovaj pokazatelj ne uzima u obzir razlike u osunčanosti ili godišnjem energetskom prinosu, što znači da meri tržišno pozicioniranje u vremenu, a ne kompletnu profitabilnost projekta.
Implikacije za investitore su značajne. Tržište može istovremeno da kombinuje visoke veleprodajne cene i odlične uslove za proizvodnju solarne energije, a da fotonaponske elektrane ipak budu izložene slabim capture price-ovima, satima sa negativnim cenama i redukciji proizvodnje. Modeli prihoda zasnovani isključivo na istorijskim prosečnim baznim cenama postaju sve manje pouzdani.
Grčka predstavlja najjasniji primer situacije u kojoj je razvoj solarne energije pretekao fleksibilnost elektroenergetskog sistema. Zemlja je već dostigla cilj za instalirani kapacitet solarnih elektrana predviđen za 2030. godinu, ali su se zagušenja u periodima najveće solarne proizvodnje i redukcija proizvodnje intenzivirali, dok su razvoj sistema za skladištenje energije i ulaganja u mrežu zaostajali. Učesnici na tržištu upozorili su da bi redukcija proizvodnje mogla da smanji prihode od solarne energije za oko 40% tokom 2026. godine.
Finansijski uticaj bio je vidljiv još pre jula. U aprilu su grčke fotonaponske elektrane snage veće od 400 kW, koje posluju u okviru glavnog državnog mehanizma podrške, u proseku ostvarile 50% manje prihoda nego u aprilu 2025. godine. Neke kompanije prijavile su gubitke do 60% u odnosu na prihode koje bi ostvarile bez redukcije proizvodnje i tokom perioda sa nultim ili negativnim cenama. Posebno su bile pogođene veće elektrane priključene na prenosni sistem.
To nije argument protiv daljeg razvoja solarne energije u Grčkoj. Umesto toga, pokazuje da ugovor o podršci ne može u potpunosti da eliminiše rizik obima proizvodnje. Projekti i dalje zahtevaju realne pretpostavke o redukciji proizvodnje, tretmanu negativnih cena, raspoloživosti mreže i dinamici uvođenja baterijskih sistema.
Bugarska pokazuje kako skladištenje energije može da promeni krivu cena. Kompanije Sunotec i GEN-I objavile su 20. jula da je samostalni baterijski sistem snage 50 MW i kapaciteta 126 MWh u severozapadnoj Bugarskoj počeo komercijalni rad.
Skladištenje je uticalo na ponašanje tržišta i pre najnovijeg puštanja u rad. Učesnici na bugarskom tržištu naveli su da su baterijski sistemi u maju podigli cene tokom perioda solarne proizvodnje za približno 8 evra/MWh, dok su pražnjenjem smanjili večernje vršne cene za oko 50 evra/MWh. Ove procene predstavljaju tržišna zapažanja, a ne revidirane obračune na nivou čitavog sistema, ali ukazuju na smer razvoja: skladištenje može istovremeno da poboljša capture price solarne proizvodnje i smanji troškove večernjeg povećanja potražnje.
Pojednostavljeni pokazatelj vrednosti skladištenja kompanije ENTSO-E dodatno potvrđuje ovaj trend. Na osnovu prosečne dnevne razlike između osam sati sa najnižim i osam sati sa najvišim cenama na tržištu za dan unapred, pokazatelj je dostigao 798 evra/MW u Grčkoj, 797 evra/MW u Bugarskoj i 792 evra/MW u Rumuniji za godinu zaključno sa 1. junom 2026. godine. Ove brojke ne treba tumačiti kao bankabilne prihode baterijskih sistema, jer ne uključuju gubitke usled efikasnosti, degradaciju, naknade, operativna ograničenja i rezultate na tržištima balansiranja. Ipak, one pokazuju zašto je jugoistočna Evropa postala sve atraktivnije tržište za skladištenje energije.
Ugovori za solarnu energiju takođe postaju sve specijalizovaniji. Rumunija je u julu pružila još jedan važan signal kada je Rumunska robna berza zabeležila prvu transakciju električne energije sa profilom proizvodnje solarne elektrane u zemlji. Transakcija je obuhvatila 1.920 MWh za isporuku u septembru po ceni od 275 RON/MWh, odnosno približno 55 evra/MWh. Umesto konvencionalnog proizvoda sa ravnomernom baznom isporukom, ugovor prati očekivani satni profil proizvodnje fotonaponske elektrane.
Cenu pojedinačne transakcije ne treba tumačiti kao prognozu za rumunsko solarno tržište. Njena veća važnost leži u inovaciji proizvoda. Kako udeo solarne energije raste, proizvođačima i kupcima potrebni su ugovori koji eksplicitno upravljaju profilima proizvodnje, greškama u prognozama i razlikom između vrednosti električne energije tokom dana i bazne vrednosti. Rumunski investitori u solarne projekte takođe sve češće dodaju baterije projektima, pri čemu skladištenje u pojedinim transakcijama postaje preduslov.
Prava na priključenje na mrežu postaju vrednija od razvojnih portfolija. Drugi ključni trend jula jeste to što nominalni projektni portfoliji gube na značaju ukoliko nisu podržani priključcima na mrežu koji se zaista mogu realizovati.
Rumunija prelazi sa dodele kapaciteta po principu „ko prvi podnese zahtev“ na aukcije za kapacitet. Broj tehničkih odobrenja za priključenje porastao je na približno 80 GW, u poređenju sa oko 9 GW kapaciteta koji se smatra potrebnim za privredu, prema podacima vlade. Aukcije i veće finansijske garancije imaju za cilj da eliminišu špekulativne projekte i usmere kapital ka projektima koji zaista mogu da budu priključeni na mrežu.
U Srbiji se zahtevi za studije priključenja velikih solarnih i vetroelektrana neće obrađivati do 2029. godine u skladu sa izmenjenim okvirom, dok operator prenosnog sistema sprovodi novi krug studija za druge prihvatljive objekte. Crna Gora, u međuvremenu, ponovo priprema aukciju za tržišnu premiju za solarne projekte ukupne snage 250 MW, nakon što nijedna ponuda na prvom tenderu nije ispunila sve zakonske i tehničke uslove. Vlada i Evropska banka za obnovu i razvoj revidiraju tendersku dokumentaciju, dok do 20. jula nije bio utvrđen datum novog pokretanja postupka.
Solarna energija i dalje predstavlja atraktivnu investicionu priliku, ali se model prihoda menja. Instalirani solarni kapacitet nastaviće da raste širom jugoistočne Evrope, posebno na tržištima na kojima su rokovi za dobijanje dozvola i izgradnju i dalje relativno kratki. Međutim, sektor se sve više deli na dva jasno različita segmenta.
Jači segment činiće projekti sa obezbeđenim pravima na priključenje, skladištenjem energije ili fleksibilnošću na nivou portfolija, realnim pretpostavkama o redukciji proizvodnje i ugovorima o otkupu električne energije prilagođenim stvarnom profilu solarne proizvodnje. Takva imovina može da monetizuje proizvodnju po niskim troškovima, a da pritom ne bude u potpunosti izložena urušavanju cena tokom podneva.
Slabiji segment činiće nediferencirani i nezaštićeni fotonaponski kapaciteti čija se poslovna logika zasniva na istorijskim prosečnim baznim cenama ili pretpostavci da svaki proizvedeni megavat-sat može da bude plasiran na tržište. Jul 2026. godine zato ne predstavlja kraj solarnog buma u jugoistočnoj Evropi. On predstavlja trenutak u kojem se taj bum pretvara u konkurenciju oko vremena proizvodnje, fleksibilnosti i pristupa elektroenergetskoj mreži.
