Sledeće veliko energetsko ograničenje u jugoistočnoj Evropi neće biti proizvodnja energije. Biće to prenosna mreža.
Prva polovina maja 2026. godine pokazala je regionalni elektroenergetski sistem koji se već kreće ka tržišnom ponašanju vođenom zagušenjima mreže. Cene su naglo porasle iako je potrošnja pala. Solarna proizvodnja je porasla, ali nije sprečila rast sistemskih cena. Prekogranični tokovi električne energije značajno su promenjeni, dok su pojedini koridori pokazali znake zatezanja, obrta ili strukturne neravnoteže. Podaci ukazuju na tržište na kojem se vrednost električne energije sve više određuje ne samo količinom proizvedene energije, već i time da li ona fizički može da stigne do pravog tržišta u pravom trenutku.
Ovo je početak decenije mrežnih zagušenja.
Regionalni pokazatelji to već potvrđuju. Neto izvoz u okviru šireg mađarsko-jugoistočnoevropskog sistema pogoršao se sa -767 megavata na -1.170 megavata, što znači da je region postao zavisniji od uvoza tokom posmatranog perioda. Tokovi prema Italiji preokrenuli su se sa +310 megavata na -148 megavata, dok se pozicija tokova iz Bugarske preko Severne Makedonije i Albanije ka Grčkoj pogoršala na -1.129 megavata.
Ovo kretanje je komercijalno veoma važno jer se Balkan istorijski oslanjao na prekograničnu fleksibilnost kako bi ublažio nacionalne neravnoteže u proizvodnji električne energije. Sistemi bogati hidroenergijom izvozili su tokom povoljnih hidroloških uslova. Sistemi zasnovani na uglju obezbeđivali su baznu proizvodnju. Grčka, Italija, Mađarska i Rumunija služile su kao cenovni oslonci u zavisnosti od godišnjeg doba, vremenskih uslova i odnosa cena goriva.
Ta struktura postaje sve manje predvidiva.
Region se sada suočava sa nekoliko istovremenih pritisaka. Solarni kapaciteti rastu brže od jačanja mreže. Termoelektrane na ugalj postaju manje pouzdane. Zastoji u nuklearnim elektranama imaju sve jači uticaj na cene. Prihodi od hidroenergije postaju manje stabilni. Gas se vraća kao marginalno gorivo za balansiranje sistema. Mehanizam za prilagođavanje ugljenika na granicama Evropske unije menja ponašanje kupaca električne energije sa Zapadnog Balkana. Istovremeno, prekogranični kapaciteti ostaju ograničeni zbog zastarele mrežne infrastrukture, sporih procedura izdavanja dozvola i fragmentisanog nacionalnog investicionog planiranja.
Rezultat je tržište na kojem mrežna zagušenja postaju i rizik i izvor prihoda.
Za trgovce energijom, zagušenja stvaraju cenovne razlike. Za developere, ona stvaraju rizik od ograničenja proizvodnje. Za banke, stvaraju neizvesnost oko ostvarenih cena električne energije. Za operatere prenosnih sistema, stvaraju operativni pritisak. Za vlade, stvaraju politički pritisak jer projekti obnovljivih izvora čekaju pristup mreži dok se potrošači suočavaju sa rastućom volatilnošću veleprodajnih cena.
To je već vidljivo na regionalnoj mapi cena. Rumunski OPCOM prosečno je iznosio 115,88 evra po megavat-času u prvoj polovini maja, trgujući uz premiju od 7,65 evra po megavat-času u odnosu na mađarski HUPIKS. Bugarski IBEX prosečno je iznosio 104,98 evra po megavat-času, hrvatski KROPEKS 105,77 evra, slovenački BSP 103,85 evra, srpski SIIPEKS 101,61 evro, crnogorski BELEN 98,76 evra, a albanski ALPEKS 98,60 evra po megavat-času.
Ove razlike nisu dovoljno velike da ukazuju na potpuno fragmentisano tržište, ali jesu dovoljno široke da pokažu kako nacionalna i koridorska ograničenja sve više oblikuju vrednost električne energije.
Rumunija je ključan primer. Ona kombinuje velike proizvodne resurse, značajan potencijal obnovljivih izvora, izloženost nuklearnoj energiji, fleksibilnost hidroenergije i prekogranične veze prema Mađarskoj, Bugarskoj, Srbiji, Moldaviji i Ukrajini. Ipak, suočava se i sa sporovima oko priključenja na mrežu i regulatornim pritiscima vezanim za nova pravila pristupa mreži. Podaci iz maja pokazali su da je Rumunija bila na vrhu cenovne lestvice jugoistočne Evrope, iznad Mađarske, Bugarske i Srbije. Ta premija ne odražava samo uslove proizvodnje, već i poteškoće u pretvaranju regionalnog snabdevanja u stabilno približavanje cena.
Bugarska predstavlja drugu verziju istog problema. Zemlja ubrzano postaje centar solarne energije i baterijskog skladištenja, ali je sam rast skladištenja odgovor na pritisak na mrežu. Sistem sa previše nekontrolisane solarne energije i nedovoljnim prenosnim kapacitetima počinje da se suočava sa ograničenjima proizvodnje, rizikom negativnih cena i lokalnim zagušenjima. Baterije ublažavaju problem, ali ne mogu zameniti potrebu za jačim prenosnim koridorima.
Grčka predstavlja najjasnije upozorenje. Snažan rast solarne energije, sve vidljiviji pritisak ograničenja proizvodnje i neizvesnost niskih cena za male investitore pokazuju šta se dešava kada razvoj obnovljivih izvora preraste fleksibilnost sistema. Podaci o tokovima iz maja, gde su severni tokovi prema Grčkoj naglo oslabili, ukazuju na tržište koje je i dalje snažno zavisno od uvoznog balansiranja u određenim uslovima, iako domaća solarna proizvodnja u drugim satima obara cene.
Ta kontradikcija postaće sve češća širom jugoistočne Evrope.
Države mogu istovremeno imati višak obnovljive energije u jednoj zoni i nestašicu u drugoj. Region sa velikom količinom solarne energije može proizvoditi negativne cene u podne, dok nacionalni sistem i dalje mora da uvozi skupu električnu energiju u večernjim satima. To nije neuspeh obnovljive proizvodnje. To je neuspeh vremenske koordinacije mreže, fleksibilnosti sistema i prostornog usklađivanja.
Srbija se nalazi direktno unutar ove nove mape mrežnih zagušenja.
Njen geografski položaj daje joj strateški značaj između Mađarske, Rumunije, Bugarske, Bosne i Hercegovine, Crne Gore, Kosova i Metohije i Severne Makedonije. Ona može postati regionalni koridor za balansiranje sistema, ali samo ukoliko ulaganja u prenosnu mrežu, tržišno povezivanje, sprovođenje mrežnih pravila i planiranje priključenja obnovljivih izvora budu pratili razvoj projekata.
U suprotnom, Srbija rizikuje da postane tampon-zona mrežnih zagušenja između jačih okolnih tržišta umesto regionalnog centra koji ostvaruje dodatnu vrednost.
Ista logika važi i za Crnu Goru. Njeni hidroenergetski i vetroenergetski resursi imaju snažnu regionalnu vrednost, ali monetizacija izvoza sve više zavisi od pristupa premium koridorima. Prijavljeni uticaj od 13 miliona evra na izvozne prihode Elektroprivrede Crne Gore u prvom kvartalu, povezan sa efektima evropskog mehanizma za ugljenik, pokazuje da čak i proizvodnja sa niskim emisijama ugljenika može izgubiti vrednost kada se promene trgovinska pravila i ekonomika koridora.
Dodavanje fizičkih mrežnih zagušenja tom regulatornom pritisku dodatno povećava jaz u vrednosti.
Bosna i Hercegovina suočava se sa drugačijim, ali jednako ozbiljnim ograničenjem. Zastarela postrojenja na ugalj, odloženi hidroenergetski projekti i fragmentisano institucionalno upravljanje stvaraju neizvesnost oko buduće pouzdanosti snabdevanja. Projekti poput hidroelektrane Dabar, hidroelektrane Mrsovo, vetroparka Poklečani i vetroparka Vlašić pokazuju koliko je teško pretvoriti energetski potencijal u finansijski održive kapacitete povezane na mrežu.
Za investitore, ovo menja prioritete u procesu dubinske analize projekta.
Projekat obnovljivih izvora energije u jugoistočnoj Evropi više se ne može procenjivati samo prema kvalitetu resursa, troškovima izgradnje, statusu dozvola i ceni ugovora o otkupu električne energije. Lokacija u mreži postaje ključna promenljiva finansijske održivosti. Glavna pitanja sada su mnogo konkretnija: koja trafostanica, koji naponski nivo, koja zona zagušenja, koje susedno tržište, kolika verovatnoća ograničenja proizvodnje, kakav pristup balansiranju, koji prekogranični cenovni raspon i kakav je vremenski okvir pojačanja mreže od strane operatora prenosnog sistema.
Solarni projekat od 100 megavata sa odličnim sunčevim zračenjem, ali slabim pristupom mreži, može biti manje finansijski održiv od manjeg projekta u blizini snažnog prenosnog čvorišta sa manjim rizikom od ograničenja proizvodnje i boljim opcijama za industrijske kupce.
Ovo predstavlja ozbiljnu promenu u raspodeli kapitala.
Pripremljeno od strane Energy.Clarion.Engineer
