Prva polovina maja 2026. godine mogla bi jednog dana biti zapamćena kao trenutak kada je Jugoistočna Evropa prestala da funkcioniše kao izolovana periferija za balansiranje energetskog sistema i počela strukturno da preuzima iste tržišne mehanizme koji su već vidljivi u Nemačkoj, Holandiji i delovima Južne Evrope. Smanjenje harmonizovane minimalne cene poravnanja u okviru sistema Single Day-Ahead Coupling sa -500 €/MWh na -600 €/MWh nije bilo samo tehničko tržišno prilagođavanje. To je predstavljalo signal da evropski elektroenergetski sistemi ulaze u novu operativnu fazu u kojoj višak proizvodnje iz obnovljivih izvora više nije povremena anomalija, već sve dublje ukorenjena strukturna realnost.
Za tržišta Jugoistočne Evrope posledice prevazilaze trgovačke algoritme ili procedure poravnanja na berzama električne energije. Negativne cene električne energije menjaju ekonomsku logiku proizvodnih postrojenja, baterijskih skladišta energije, prekograničnih interkonekcija, balansnih rezervi, industrijskog upravljanja potrošnjom, pa čak i pretpostavke projektnog finansiranja novih obnovljivih izvora.
Struktura cena u regionu tokom prve polovine maja već je pokazala nastajući disbalans. Uprkos tome što je regionalna potrošnja električne energije pala za oko 1.018 MW, prosečne cene snažno su porasle na gotovo svim SEE berzama. Rumunski OPCOM dostigao je 115,88 €/MWh, bugarski IBEX porastao je na 104,98 €/MWh, hrvatski CROPEX na 105,77 €/MWh, dok je srpski SEEPEX u proseku iznosio 101,61 €/MWh.
Na prvi pogled, više cene i rizik od negativnih cena deluju kontradiktorno. U stvarnosti, oni predstavljaju isti strukturni fenomen: sve nasilnije unutardnevne cenovne poremećaje izazvane nestabilnošću obnovljivih izvora i padom fleksibilnosti konvencionalnih proizvodnih kapaciteta.
Solarna proizvodnja porasla je za približno 462 MW, dok je vetroenergija dodala još 37 MW. Istovremeno, nuklearna proizvodnja pala je za 1.686 MW, proizvodnja iz uglja smanjena je za 260 MW, a hidroproizvodnja opala za 357 MW. Tržište je zato istovremeno doživelo dve paralelne dinamike. Tokom dnevnih sati solarna energija sve više potiskuje marginalne cene, dok tokom večernjih vršnih opterećenja i perioda slabije proizvodnje iz obnovljivih izvora smanjena dostupnost termoelektrana vraća gasne elektrane u marginalnu poziciju, značajno povećavajući troškove balansiranja sistema.
Upravo je to okruženje u kojem negativne cene i cenovni šokovi počinju da postoje istovremeno.
Istorijski gledano, elektroenergetski sistemi Jugoistočne Evrope bili su zasnovani na relativno stabilnoj kombinaciji hidroenergije i termoelektrana na ugalj. Udeo solarne energije bio je prenizak da ozbiljno poremeti unutardnevne krive cena. Ta realnost se sada ubrzano menja. Bugarska, Rumunija i Grčka snažno su ubrzale razvoj velikih solarnih elektrana, dok Srbija, Severna Makedonija i Albanija ulaze u novu fazu velikih tržišno orijentisanih solarnih projekata kombinovanih sa skladištenjem energije.
Najvidljiviji dokaz dolazi iz Grčke, gde se regulatori i operatori mreže već suočavaju sa pritiscima zbog ograničenja proizvodnje i pada dnevnih cena koje ostvaruju operateri fotonaponskih elektrana. U Bugarskoj se razvoj baterijskih skladišta ubrzava upravo zato što solarna proizvodnja sve češće stvara višak energije tokom dnevnih sati koji postojeća tržišna struktura teško apsorbuje.
To stvara novu hijerarhiju vrednosti energetskih postrojenja unutar SEE tržišta električne energije.
Godinama je dominantna investiciona priča bila zasnovana na čistom povećanju kapaciteta obnovljivih izvora energije. Instalirani megavati predstavljali su glavni pokazatelj vrednosti. Taj model sada počinje da slabi. U okruženju negativnih cena sposobnost kontrole vremena isporuke energije postaje vrednija od same količine proizvedene energije.
Zbog toga baterijska skladišta energije prelaze iz uloge dopunske tehnologije u centralni infrastrukturni element tržišta.
Ekonomska logika sve više podržava ovu tranziciju. Razlika između dnevnih i večernjih cena nastavlja da raste. Dnevni viškovi proizvodnje obaraju cene tokom solarnih vrhunaca, dok večernja nestašica povećava balansne marže. Operateri baterijskih skladišta koji se pozicioniraju između ta dva vremenska prozora dobijaju pristup rastućim prihodima od arbitraže.
Albansko tržište predstavlja jedan od najjasnijih regionalnih primera. Projekat podržan od strane EBRD, koji kombinuje 160 MW solarne energije sa baterijskim skladištem od 60 MW, nije samo projekat obnovljive energije. To je strukturna zaštita od rizika negativnih cena i ograničenja proizvodnje.
Ova razlika je izuzetno važna za banke i institucionalne investitore.
Tržišno orijentisani solarni projekti bez skladišta energije suočavaju se sa sve slabijim pretpostavkama finansijske održivosti širom Evrope, jer predvidivost prihoda opada kako raste udeo obnovljivih izvora. Kanibalizacija cena smanjuje ostvarenu cenu električne energije upravo tokom sati najveće solarne proizvodnje. SEE region sada ulazi u istu tranzicionu fazu koja je već vidljiva u Nemačkoj i Španiji, iako sa manjim nivoom penetracije obnovljivih izvora.
U praksi to znači da dve solarne elektrane sa identičnim instaliranim kapacitetom uskoro mogu imati potpuno različite profile finansiranja u zavisnosti od toga da li poseduju baterijska skladišta, pristup balansnim tržištima, fleksibilne ugovore o otkupu energije ili mogućnosti prekogranične optimizacije.
Prekogranični tokovi električne energije dodatno ubrzavaju ovu transformaciju.
Struktura tokova tokom maja pokazala je značajno pogoršanje izvoza prema Italiji, pri čemu je SEE region prešao sa +310 MW neto izvoza prema Italiji u prethodnom periodu na -148 MW. Ovaj preokret ima veliki strateški značaj jer je Italija istorijski predstavljala tržište visokih cena za balkanske proizvođače električne energije, naročito za hidroelektrane.
Međutim, kako udeo solarne energije u Italiji raste, dnevna potražnja za uvozom električne energije slabi. Time se podriva tradicionalni model monetizacije balkanskog izvoza hidroenergije tokom dnevnih sati. Vrednost fleksibilnosti raste, dok vrednost nekontrolisanog ubrizgavanja energije iz obnovljivih izvora opada.
Operatori hidroelektrana sve više počinju da liče na pružaoce usluga skladištenja energije, a ne na klasične bazne proizvođače. Upravljanje akumulacijama, fleksibilnost rada i sposobnost večernjeg balansiranja postaju komercijalno važniji od ukupne godišnje proizvodnje.
Ista logika odnosi se i na gasnu infrastrukturu.
Proizvodnja električne energije iz gasa u SEE regionu povećana je za 362 MW tokom posmatranog perioda uprkos nižoj ukupnoj potrošnji. To pokazuje da gas ostaje glavna balansna tehnologija sposobna da stabilizuje regionalni sistem tokom volatilnosti obnovljivih izvora i pada dostupnosti uglja.
Zbog toga infrastruktura poput Vertikalnog gasnog koridora, LNG terminala u Aleksandropolisu i sistema povezanih sa TurkStream dobija drugu stratešku ulogu pored diverzifikacije snabdevanja. Ona postaje indirektan omogućavač integracije obnovljivih izvora energije.
Bez fleksibilnih gasnih kapaciteta događaji negativnih cena postajali bi sve češći, dok bi nestabilnost balansiranja dodatno rasla.
To objašnjava zašto države širom regiona istovremeno razvijaju obnovljive izvore energije i podržavaju gasne interkonekcije i skladišta gasa. Kreatori politika sve više razumeju da širenje obnovljivih izvora bez balansne infrastrukture stvara sistemsku nestabilnost umesto efikasne dekarbonizacije.
Političke posledice jednako su značajne.
Negativne cene razotkrivaju slabosti starih sistema subvencija i aukcijskih modela. Feed-in tarife i mehanizmi fiksne podrške postaju sve teži za održavanje u okruženju u kojem veleprodajne cene povremeno padaju ispod nule.
Zbog toga investitori, banke i regulatori prelaze na sofisticiranije modele koji uključuju ugovore za razliku u ceni (CfD), hibridne PPA ugovore, integraciju skladištenja energije i prihode od pomoćnih sistemskih usluga.
Ova tranzicija već je vidljiva u ponašanju investitora. Kapital se sve više usmerava ka projektima koji mogu ostvarivati prihode iz više izvora umesto projekata izloženih isključivo tržišnoj prodaji električne energije.
Baterijska skladišta posebno su privlačna jer monetizuju samu volatilnost tržišta.
Za zemlje SEE regiona ovo bi mogla postati jedna od ključnih investicionih tema naredne decenije. Region i dalje ima niži nivo penetracije obnovljivih izvora od Zapadne Evrope, dok istovremeno poseduje značajne prednosti u solarnoj radijaciji, fleksibilnosti hidroenergije i potencijalu za jačanje interkonekcija.
Takva kombinacija stvara mogućnost da SEE region preraste u jednu od najvažnijih evropskih zona za balansiranje i fleksibilnost, umesto da ostane samo periferna izvozna baza električne energije.
Srbija, Bugarska, Rumunija i Grčka posebno su dobro pozicionirane u ovoj novoj strukturi jer kombinuju rastuće obnovljive kapacitete sa strateškim prenosnim koridorima koji povezuju Centralnu Evropu, Balkan i Istočni Mediteran.
Ali ova tranzicija nosi i ozbiljne rizike.
Zagušenja mreže već se pogoršavaju. Rizici ograničenja proizvodnje rastu. Tržišna izloženost postaje volatilnija. Industrijski potrošači sve češće zahtevaju sofisticirane strategije nabavke koje uključuju satno usklađivanje, sledljivost obnovljive energije i optimizaciju balansiranja.
Mehanizam CBAM dodatno komplikuje situaciju jer trgovinske distorzije povezane sa ugljenikom sada utiču na ekonomiku tokova električne energije zajedno sa klasičnim tržišnim faktorima.
Rezultat je regionalno tržište električne energije koje postaje mnogo više finansijalizovano, međusobno povezano i operativno složenije nego ikada ranije.
Tradicionalni način razmišljanja zasnovan na baznoj proizvodnji više ne može u potpunosti objasniti ponašanje cena.
Umesto toga, SEE tržišta električne energije ulaze u fazu vođenu fleksibilnošću, u kojoj se vrednost sve više koncentriše oko sposobnosti balansiranja, pristupa skladištenju energije, optimizacije interkonekcija i kontrolisanih proizvodnih profila.
Značaj ove tranzicije prevazilazi sam energetski sektor.
Industrijska konkurentnost, ulaganja u data centre, razvoj vodonika, ekonomika proizvodnje aluminijuma, pa čak i uslovi državnog finansiranja sve više zavise od toga da li će zemlje SEE regiona uspešno upravljati prelaskom ka volatilnim tržišnim strukturama zasnovanim na obnovljivim izvorima energije.
Narednih nekoliko godina verovatno će odrediti koje države će postati regionalni centri fleksibilnosti, a koje će ostati strukturno zagušene zone viška obnovljive energije sa trajnim pritiskom na pad cena.
Prva polovina maja 2026. godine sugeriše da je ta tranzicija već počela.
