Jugoistočna Evropa ostaje izložena riziku od skokova cena električne energije, jer ulaganja u obnovljive izvore napreduju brže od razvoja prekograničnih mreža, operativne koordinacije i fleksibilnih kapaciteta, navodi ACER, dok su dešavanja tokom leta 2026. dodatno potvrdila ove slabosti.
Regulator EU zaključio je da skokovi cena zabeleženi u regionu tokom 2024. godine nisu bili izolovan događaj, već pokazatelj strukturnih slabosti. ACER je preporučio 10 mera usmerenih na ulaganja u prenosnu mrežu, bolju koordinaciju planiranih zastoja, skladištenje energije, upravljanje potrošnjom, flow-based spajanje tržišta i poštovanje zahteva EU da najmanje 70% prenosnog kapaciteta bude dostupno za prekograničnu trgovinu.
Dešavanja nakon objavljivanja izveštaja u maju dodatno su potvrdila ovu procenu.
Velika suša i nizak vodostaj reka smanjili su dostupnost nuklearnih, hidro i termo kapaciteta u Rumuniji, Mađarskoj, Sloveniji i susednim tržištima tokom jula i avgusta. Istovremeno, povećana potrošnja zbog klimatizacije poklopila se sa naglim padom solarne proizvodnje u večernjim satima, zbog čega je više zemalja istovremeno bilo prinuđeno da traži dodatni uvoz električne energije.
Rumunska nuklearna elektrana Černavoda ostala je bez oba bloka, svaki snage oko 706 MW, u periodu najveće suše, čime je izgubljen kapacitet koji uobičajeno obezbeđuje gotovo petinu domaće proizvodnje električne energije. Mađarska nuklearna elektrana Pakš, ukupne snage oko 2.000 MW, takođe je bila ozbiljno ograničena, dok su vlasti preduzimale mere kako bi obezbedile dovoljan nivo Dunava za potrebe hlađenja.
Proizvodnja iz hidroelektrana oslabila je širom dela regiona, dok su termoelektrane bile suočene sa ograničenjima povezanim sa hlađenjem i gorivom. Crna Gora je zbog pritiska na elektroenergetski sistem skratila remont 307 MW hidroelektrane Perućica kako bi oko 190 MW vratila u pogon, dok je 225 MW termoelektrana Pljevlja bila van funkcije.
Ovi događaji pretvorili su interkonektore u glavni oslonac regionalnog sistema. Međutim, interkonektor može da podrži susedna tržišta samo u meri u kojoj je raspoloživ fizički kapacitet i u kojoj operatori prenosnih sistema taj kapacitet stave na raspolaganje za trgovinu.
Zbog toga je ACER-ov zahtev od 70% od ključnog značaja. Zadržavanje prevelikog dela prenosnog kapaciteta za rešavanje domaćih zagušenja ograničava regionalnu trgovinu i može dodatno povećati razlike u cenama između susednih zona. Veća dostupnost prekograničnih kapaciteta omogućila bi jeftinijoj proizvodnji da zameni skuplju proizvodnju na širem regionalnom tržištu.
Problem je, međutim, što operatori prenosnih sistema ne mogu bezbedno da ponude kapacitet koji mreža fizički nije u stanju da prenese. Zato ispunjavanje zahteva od 70% mora biti praćeno jačanjem mreže, boljim regionalnim modelima i efikasnijim korektivnim merama.
ACER je identifikovao slabu koordinaciju planiranih radova na mreži kao jedan od razloga za nepotrebno smanjenje raspoloživog kapaciteta. To je posebno važno u Jugoistočnoj Evropi, gde radovi na jednom dalekovodu mogu promeniti tokove električne energije kroz više susednih sistema.
Nedavni slučajevi delimičnog razdvajanja tržišta i kašnjenja u rezultatima market coupling-a na regionalnim berzama pokazali su da je i institucionalna infrastruktura i dalje ranjiva. Čak i kratkotrajni poremećaji mogu smanjiti likvidnost, razdvojiti zone trgovanja i primorati trgovce da svoju izloženost upravljaju kroz skuplje intraday ili balansne transakcije.
Razgranata regionalna mreža dodatno komplikuje upravljanje zagušenjima. Električna energija ugovorena na jednoj granici može fizički teći kroz više drugih sistema. Podaci Energy Community za prvi kvartal pokazali su velike razlike između komercijalno ugovorenih tokova i stvarnih fizičkih tokova na koridorima koji povezuju Grčku i Albaniju preko Crne Gore i Bosne i Hercegovine sa Hrvatskom, Mađarskom i Rumunijom.
Takva odstupanja povećavaju potrebu za redispečingom i otežavaju izračunavanje raspoloživog kapaciteta. Istovremeno, povećavaju značaj koordinisanih regionalnih korektivnih mera, umesto neusklađenih nacionalnih ograničenja.
ACER zato preporučuje širu primenu flow-based metode za obračun prekograničnog kapaciteta, koja procenjuje kako transakcije utiču na čitavu međusobno povezanu mrežu, umesto da se svaka granica posmatra zasebno. Ovaj pristup već se primenjuje u delovima EU, ali njegova implementacija u Jugoistočnoj Evropi još nije završena i Zapadni Balkan nije u potpunosti obuhvaćen.
Nova skladišta energije mogu ublažiti volatilnost izazvanu solarnom proizvodnjom tako što bi punila baterije tokom jeftinijih dnevnih sati, a električnu energiju vraćala u sistem tokom večernjeg vrha potrošnje. Bugarska i Grčka brzo napreduju u podršci ulaganjima u baterije, dok Rumunija i Srbija imaju značajan broj projekata u pripremi.
Srbija je kroz planiranje prenosa identifikovala 724 MW potencijalnih baterijskih kapaciteta, uz dodatnih 200 MW/400 MWh u okviru investicionog programa EPS-a. Međutim, planirani kapaciteti ne mogu da doprinesu stabilnosti sistema dok ne budu priključeni, tehnički pretkvalifikovani i uključeni u tržišta električne energije i pomoćnih usluga.
Regulatorne prepreke i dalje predstavljaju značajan problem. Pojedini projekti skladištenja suočavaju se sa dvostrukim mrežnim naknadama, nejasnim pravilima priključenja ili ograničenim pristupom proizvodima rezervi. Upravljanje potrošnjom i agregacija takođe su još u ranoj fazi razvoja u velikom delu regiona.
To znači da bi Jugoistočna Evropa mogla da dobije nekoliko gigavata novih kapaciteta iz obnovljivih izvora i baterija, a da se istovremeno i dalje oslanja na postojeće hidro i termoelektrane za najveći deo operativne fleksibilnosti.
Regionalna veleprodajna tržišta električne energije verovatno će ostati volatilna tokom jeseni 2026. godine. Hladnije vreme trebalo bi da smanji potrošnju za klimatizaciju, ali nekoliko rizika iz letnjih meseci ostaje prisutno.
Niske hidrološke rezerve mogu ograničiti mogućnost proizvođača da povećaju proizvodnju tokom perioda visokih cena. Dostupnost nuklearnih elektrana u Mađarskoj i Rumuniji biće pažljivo praćena, dok bi planirani remonti termoelektrana i radovi na mreži mogli dodatno smanjiti raspoložive kapacitete.
Cene gasa predstavljaju još jedan rizik rasta. Više evropske cene gasa povećavaju marginalni trošak proizvodnje u Grčkoj, Italiji i Rumuniji i mogu podići cene električne energije širom povezanog regiona. Ovaj uticaj je najizraženiji u večernjim satima, kada solarna proizvodnja opada, a gasne elektrane sve češće određuju cenu na tržištu.
Najverovatniji scenario tokom jeseni zato nije kontinuirana nestašica električne energije, već ponovljene epizode naglih satnih razlika u cenama. Cene bi mogle biti niže tokom perioda visoke proizvodnje iz obnovljivih izvora, a zatim naglo porasti tokom večernjeg rasta potrošnje, posebno tamo gde su prekogranični kapaciteti ograničeni.
Bugarska bi mogla zadržati relativnu prednost kada su nuklearni, ugljeni i baterijski kapaciteti raspoloživi. Rumunija i Mađarska ostaju izloženije oporavku nuklearne proizvodnje, stanju na Dunavu i uvozu. Srbija i Crna Gora zavisiće od raspoloživosti hidroenergije i rada termoelektrana, dok će Grčka nastaviti da prenosi uticaj cena gasa prema severu tokom perioda niske proizvodnje iz obnovljivih izvora.
Preporuke ACER-a neće ukloniti ove rizike pre zime. Jačanje mreže i flow-based integracija zahtevaju godine, pa će u narednim mesecima ključni faktori biti koordinacija remonta, raspoloživi prekogranični kapacitet u realnom vremenu i sposobnost baterija i fleksibilnih elektrana da reaguju kada više zemalja istovremeno bude tražilo dodatnu električnu energiju.
Regionu ne nedostaju interkonektori. Njegova ranjivost leži u tome koliko malo upotrebljive fleksibilnosti može ostati tokom najkritičnijih večernjih sati, kada solarna proizvodnja opada, potrošnja ostaje visoka, a više tržišta istovremeno traži dodatnu energiju.
Elevated by Virtu.Energy
