Jugoistočna Evropa se tradicionalno suočava sa zagušenjima u elektroenergetskoj mreži izgradnjom dodatne infrastrukture: nove prenosne linije, transformatora ili interkonektora. Pristup je logičan. Rast potrošnje električne energije i ubrzana izgradnja obnovljivih izvora zahtevaju snažnije mreže. Međutim, veliki mrežni projekti mogu zahtevati godine za razvoj, dobijanje dozvola i izgradnju, dok lanci snabdevanja opremom i dalje trpe pritiske.
Zbog toga je analiza ACER-a za 2026. godinu posebno značajna. Ona stavlja veći fokus na efikasnije korišćenje postojećih mreža i primenu tehnologija za unapređenje mreže, uz tradicionalna ulaganja u infrastrukturu.
Ova promena mogla bi da ima značajne posledice po region. Elektroenergetska mreža sve više postaje nešto više od skupa fizičkih sredstava. Ona se razvija u digitalno upravljan sistem u kojem podaci, automatizacija i fleksibilna potrošnja mogu osloboditi dodatne kapacitete bez neposredne potrebe za izgradnjom nove infrastrukture.
Od bakra do algoritama
Dinamičko određivanje prenosnog kapaciteta dalekovoda jedan je od najjasnijih primera. Prenosne linije se često koriste u skladu sa konzervativno postavljenim sezonskim ograničenjima, iako njihov stvarni termički kapacitet zavisi od temperature vazduha, vetra i zagrevanja usled sunčevog zračenja.
Senzori i analitički modeli mogu da utvrde stvarni kapacitet dalekovoda u realnom vremenu i povećaju dozvoljeno opterećenje kada to uslovi omogućavaju. ACER procenjuje da u određenim okolnostima povećanje kapaciteta može biti veće od 50 odsto.
Takvo povećanje ne znači da dalekovod trajno postaje 50 odsto veći. Dostupni kapacitet zavisi od vremenskih uslova, lokacije i načina rada sistema. Ipak, dinamičko određivanje kapaciteta može da oslobodi dodatne mogućnosti za prenos električne energije tokom brojnih sati, bez čekanja godinama na izgradnju novog prenosnog koridora.
Druge tehnologije za unapređenje mreže mogu proizvesti slične efekte. Napredni provodnici mogu povećati prenosni kapacitet unutar postojećih koridora, dok optimizacija topologije može menjati konfiguraciju mreže kako bi se tokovi električne energije efikasnije usmeravali.
Bolja koordinacija isključenja i radova na mreži može sprečiti istovremeno održavanje ključnih koridora. Korektivne mere nakon poremećaja mogu omogućiti operatorima prenosnog sistema da rade bliže tehničkim ograničenjima, uz zadržavanje mogućnosti reagovanja nakon incidenta. Proračun prenosnih kapaciteta zasnovan na tokovima energije takođe može omogućiti da veći deo fizičke mreže bude iskorišćen za prekogranično spajanje tržišta električne energije.
Zajednički princip je jednostavan: inženjerske informacije pretvaraju se u dodatni tržišni kapacitet.
Na nivou distributivne mreže, lokalna fleksibilnost nudi slično rešenje. Transformator može biti opterećen preko dozvoljene granice samo nekoliko sati tokom zimske večeri ili letnjeg turističkog vrhunca. Umesto da odmah ulaže u proširenje celog distributivnog voda, operator distributivnog sistema mogao bi da nabavi fleksibilnost od baterija, flota električnih vozila, industrijskih postrojenja ili komercijalnih objekata koji se nalaze iza mesta zagušenja.
Vrednost takve fleksibilnosti u velikoj meri zavisi od lokacije. Megavat koji se nalazi na pogrešnoj strani mrežnog uskog grla može imati malu vrednost za rešavanje konkretnog problema. Tržišta fleksibilnosti zato uvode novu prostornu dimenziju u ekonomiku distributivnog sistema.
Posledice po investicije
Sve veća uloga tehnologija za unapređenje mreže dovodi u pitanje i tradicionalne pristupe ulaganjima u elektroenergetsku infrastrukturu.
Regulatorni okviri istorijski su favorizovali kapitalne investicije jer operatori mreža ostvaruju regulisane prinose na fizičku infrastrukturu. Ugovori o fleksibilnosti, automatizacija i softver mogu se, s druge strane, tretirati kao operativni troškovi, čak i kada donose niži ukupni trošak sistema.
Ako regulatori ne uzmu tu razliku u obzir, operatori mreža imaju racionalan podsticaj da nastave sa izgradnjom fizičke infrastrukture.
Savremeni okvir za donošenje investicionih odluka zato bi trebalo da poredi ukupan ekonomski trošak tradicionalnog proširenja mreže sa alternativama kao što su dinamičko određivanje kapaciteta dalekovoda, ugovorena fleksibilnost, automatizacija i napredni sistemi upravljanja mrežom.
Implikacije se odnose i na investitore u obnovljive izvore i industrijske projekte. Kapacitet za priključenje na mrežu postaje sve oskudniji, a fleksibilni ugovori o priključenju mogli bi da omoguće projektima ranije priključenje uz prihvatanje ograničenja tokom perioda zagušenja.
Data centar bi mogao privremeno da smanji neesencijalnu potrošnju. Depo električnih vozila mogao bi da odloži punjenje. Baterijski sistem mogao bi da preuzme lokalni višak proizvodnje.
Takvi aranžmani stvaraju važan prostor između potpunog garantovanog pristupa mreži i odbijanja zahteva za priključenje. Istovremeno, oni omogućavaju da se fleksibilnosti dodeli direktna ekonomska vrednost upravo na lokaciji na kojoj je mreži potrebna.
Uticaj na regionalno tržište
Efikasnije korišćenje postojeće prenosne infrastrukture moglo bi da smanji razlike u cenama električne energije između jugoistočne i centralne Evrope tokom perioda opterećenja mreže, iako ne može da ukloni strukturna uska grla.
Procena ACER-a da je ograničen prekogranični kapacitet doprineo većim skokovima cena tokom 2024. godine pokazuje direktnu vezu između ograničenja mreže i kretanja na veleprodajnom tržištu.
Dodatni raspoloživi kapacitet može da smanji prihode od oskudice, promeni prihode od zagušenja i utiče na ekonomiku proizvođača koji posluju sa različitih strana prenosnog ograničenja.
Tehnologije za unapređenje mreže zato više nisu samo pitanje inženjeringa ili nabavke opreme. One mogu da utiču na trgovačke strategije, ostvarene cene obnovljivih izvora, troškove električne energije za industriju i bankabilnost novih energetskih projekata.
Prenosni koridor kojem se raspoloživi kapacitet poveća za nekoliko stotina megavata može značajno promeniti prekogranične razlike u cenama, a da pritom ne bude izgrađen nijedan novi stub.
Učesnici na tržištu zato će morati sve pažljivije da prate primenu operativnih tehnologija u elektroenergetskoj mreži, isto kao što danas prate izgradnju novih interkonektora i velikih prenosnih projekata.
Model koji se razvija
Jugoistočnoj Evropi će i dalje biti potrebna značajna ulaganja u novu elektroenergetsku infrastrukturu. Dinamičko određivanje kapaciteta dalekovoda ne može da reši svako usko grlo, dok lokalna fleksibilnost ne može da zameni proširenje mreže tamo gde potrošnja električne energije trajno raste.
Budući model mreže zato će verovatno biti slojevit: graditi tamo gde su kapaciteti strukturno potrebni, optimizovati postojeću infrastrukturu tamo gde su radna ograničenja konzervativno postavljena i nabavljati fleksibilnost tamo gde su ograničenja privremena.
Najvažnija promena na kraju bi mogla biti institucionalna, a ne tehnološka.
Operatori prenosnog i distributivnog sistema sve više će morati da postanu kupci tehnologija i usluga fleksibilnosti, umesto da se prvenstveno oslanjaju na fizička ulaganja u infrastrukturu. Regulatori će morati da prepoznaju rešenja koja stvaraju vrednost kroz izbegavanje zagušenja, bolje iskorišćenje postojeće infrastrukture i odlaganje kapitalnih investicija.
Kupci, baterije, flote električnih vozila, industrijska postrojenja i drugi distribuirani resursi sve više će postajati deo planiranja mreže, umesto da se posmatraju samo kao izvori potrošnje ili proizvodnje.
Sledeća faza razvoja elektroenergetske mreže u jugoistočnoj Evropi zato neće biti samo pitanje izgradnje većeg broja dalekovoda. Reč je o pretvaranju postojeće mreže u dinamičniji, inteligentniji i tržišno prilagodljiviji sistem — korišćenjem podataka, cena, ugovora i digitalnog upravljanja kako bi se iz postojeće infrastrukture izvukla dodatna vrednost.
