Slučaj Srbije treba pažljivo posmatrati. EMS tehnički nije „zaustavio sve priključke OIE na mrežu do 2030. godine“, ali je praktični efekat za mnoge nove velike projekte vetroelektrana i solarnih elektrana veoma sličan, jer je period za podnošenje zahteva za izradu studija priključenja pomeren na 1. septembar–31. decembar 2029. godine. Projekti koji su već obezbedili studije, saglasnosti, garancije ili ugovore o priključenju i dalje mogu da napreduju, ali je naredni talas tržišnih i ranih OIE projekata praktično pomeren ka pristupu mreži nakon 2030. godine. Zbog toga tržište Srbiju sve češće posmatra kao primer faktičkog zamrzavanja mrežnih kapaciteta za nove velike promenljive izvore energije, iako je pravno reč o odlaganju postupka za studije priključenja, a ne o univerzalnoj zabrani.
Slični pritisci postoje širom Jugoistočne Evrope, ali se regulatorni odgovori razlikuju. Mađarska je najbliža srpskom modelu: ubrzan rast solarnih kapaciteta opteretio je sistem, nova mrežna kapacitetska prava za solarne i vetroelektrane nisu dodeljivana između 2022. i 2024. godine, a pravila zahtevaju odbijanje projekata koji ne mogu biti priključeni do 2030. godine. Očekuje se novi konkurentski režim raspodele mrežnih kapaciteta, sa prednošću za projekte koji uključuju baterijska skladišta, balansne kapacitete, hibridni dizajn i snažnije finansijske garancije.
Rumunija ne primenjuje srpski model zaustavljanja priključaka, ali prelazi sa sistema „ko prvi dođe, prvi uslužen“ na aukcije mrežnih kapaciteta i studije globalnih rešenja. To predstavlja tržišni mehanizam raspodele ograničenih kapaciteta, gde će projekti konkurisati za pristup mreži, dok će spekulativni zahtevi gubiti prednost u odnosu na projekte sa obezbeđenim finansiranjem, dozvolama i mrežno spremnim rešenjima. Problem Rumunije nije politička nespremnost za razvoj OIE, već nesklad između ogromnog investicionog portfolija i fizičkih mogućnosti mreže kompanije Transelectrica.
Hrvatska se uglavnom suočava sa problemima vezanim za troškove priključenja i neizvesnosti u prenosnoj mreži, a ne sa formalnim zaustavljanjem razvoja OIE. Problemi sa naknadama za priključenje usporavali su projekte više od tri i po godine, dok je hrvatski razvojni portfelj već na papiru premašio ciljeve za solarne elektrane do 2030. godine. Prenosni sistem se i dalje suočava sa velikim brojem blokiranih kapaciteta, uključujući solarne, vetro, geotermalne projekte i samostalna baterijska skladišta koja čekaju mrežna rešenja.
Crna Gora nije u režimu zamrzavanja. CGES nastavlja da potpisuje ugovore o izgradnji infrastrukture za priključenje, uključujući sporazum za priključenje solarnog projekta Tupan snage 70 MW, kao i ranije sporazume koji pokrivaju gotovo 1.500 MW solarnih i vetro kapaciteta. Problem Crne Gore je drugačije prirode: mala domaća potrošnja, relativno ograničena visokonaponska mreža, veliki investicioni interes i strateška zavisnost od prekograničnog prenosa preko Srbije, Bosne i Hercegovine, Albanije i podmorskog kabla prema Italiji.
Bosna i Hercegovina ulazi u sličnu fazu izazova vezanih za stabilnost mreže. Finansiranje od 46 miliona evra koje je obezbedila Evropska banka za obnovu i razvoj (EBRD) za ugradnju promenljivih šant reaktora direktno je usmereno na poboljšanje naponske stabilnosti, veći nivo integracije obnovljivih izvora i unapređenje prekograničnih tokova električne energije. To investitorima šalje poruku da usko grlo više nije samo pitanje kapaciteta dalekovoda, već i reaktivne energije, kontrole napona, operativne sigurnosti i sposobnosti sistema da prihvati promenljive OIE kapacitete.
Bugarska nastavlja da priključuje velike količine obnovljivih izvora energije, ali uz strožu finansijsku disciplinu. Do kraja 2025. godine zemlja je imala gotovo 7 GW instaliranih solarnih i vetro kapaciteta, dok se dodatni 1 GW očekuje tokom 2026. godine. Investitori moraju da obezbede depozit ili bankarsku garanciju od približno 25.565 evra po MW tokom procesa priključenja, čime se eliminišu spekulativni projekti. Istovremeno, Bugarska intenzivno ulaže u jačanje mreže kroz projekat CARMEN sa Rumunijom, izgradnju četiri nove trafostanice 400/110 kV, više od 100 kilometara novih 400 kV vodova i program modernizacije GREENABLER.
Severna Makedonija, Kosovo i Albanija i dalje se nalaze u fazi intenzivne izgradnje, ali je njihov glavni izazov regionalni kapacitet za prenos energije. Operateri sistema MEPSO i KOSTT potpisali su memorandum za izgradnju interkonekcije 400 kV Tetovo–Prizren, pri čemu je MEPSO naglasio da su Jugoistočnoj Evropi potrebni najmanje dvostruko veći prenosni kapaciteti, a u nekim slučajevima i više od toga. To predstavlja jedan od najjasnijih zvaničnih signala da elektroenergetska mreža Zapadnog Balkana ne može apsorbovati planirani razvoj OIE bez značajnih novih prekograničnih ulaganja.
Slika zagušenja mreže postaje sve jasnija. Region se suočava sa tri osnovna nivoa ograničenja. Prvi predstavlja unutrašnje zagušenje prenosa u pravcu sever–jug i istok–zapad, posebno tamo gde se solarni projekti grupišu u područjima sa dobrim resursima, ali daleko od centara potrošnje ili izvoznih koridora. Drugi nivo je prekogranična oskudica kapaciteta, gde granice između Srbije i Mađarske, Srbije i Rumunije, Bugarske i Rumunije, Bugarske i Grčke, Crne Gore i Srbije/BiH, kao i Albanije i Kosova/Severne Makedonije postaju ključne tačke formiranja cena tokom stresnih sati. Treći nivo odnosi se na nedostatak fleksibilnosti sistema – čak i tamo gde postoje dalekovodi, operatorima su potrebne baterije, reverzibilne hidroelektrane, podrška naponu, dinamičko upravljanje vodovima i bolja koordinacija ispada kako bi više kapaciteta ostalo dostupno tržištu.
Procena ACER-a za Jugoistočnu Evropu iz 2026. godine posebno je značajna. Utvrđeno je da su ekstremni cenovni skokovi tokom 2024. godine bili posledica nedostatka fleksibilnih resursa u večernjim satima nakon pada proizvodnje iz solarnih elektrana, uz ograničene prekogranične kapacitete i planirana održavanja koja su smanjivala mogućnost uvoza iz jeftinijih tržišta Evropske unije. ACER procenjuje da bi veliki broj ozbiljnih cenovnih skokova bio izbegnut da je cilj od 70% prekograničnih kapaciteta bio dostupan tržištu. Kao kratkoročna rešenja navode se dinamičko određivanje kapaciteta vodova, napredni provodnici, bolje planiranje održavanja, korektivne mere i tržišno povezivanje.
Izgradnja prekograničnih kapaciteta napreduje, ali sporije od razvoja OIE portfolija. Srbija je već povećala kapacitete prema Rumuniji zahvaljujući drugom sistemu 400 kV Pančevo–Rešića, koji je podigao prekogranični kapacitet sa 500 MW na 900 MW u oba smera, uz mogućnost dodatnog povećanja ukoliko se saglasi Transelectrica. Ovaj dalekovod deo je šireg Transbalkanskog elektroenergetskog koridora, koji povezuje Rumuniju, Srbiju, Bosnu i Hercegovinu, Crnu Goru i Italiju.
Dugoročni planovi EMS-a su još ambiciozniji. Do 2035. godine predviđeno je pet velikih novih interkonekcionih koridora: Transbalkanski koridor, nova 400 kV veza Srbija–Hrvatska, Panonski koridor sa Mađarskom, Severni CSE koridor prema Rumuniji i Centralnobalkanski koridor. To nisu samo izvozni projekti, već osnovni preduslov za integraciju vetroelektrana u Banatu i istočnoj Srbiji, solarnih elektrana na jugu i istoku zemlje i budućih hibridnih projekata sa baterijskim skladištima.
Crna Gora i Bosna i Hercegovina imaju centralnu ulogu u rešavanju mrežnih izazova Zapadnog Balkana. Na listi kandidata za projekte od interesa Energetske zajednice za 2026. godinu nalaze se dalekovod 400 kV Gacko–Brezna, dvostruki transbalkanski koridor Pljevlja–Bajina Bašta–Višegrad, projekat 400 kV Brezna–Sarajevo 20 i revitalizacija koridora 220 kV Trebinje–Perućica–Podgorica–Vau Dejes. Svi ovi projekti imaju za cilj smanjenje zagušenja, integraciju obnovljivih izvora, povećanje prekogranične razmene i jačanje veza sa Italijom, Albanijom, Srbijom i Bosnom i Hercegovinom.
Južni deo regiona dobija dodatne kapacitete kroz projekte 400 kV Fijerza–Prizren između Albanije i Kosova, 400 kV Prizren–Tetovo između Kosova i Severne Makedonije, kao i kroz već ojačani koridor između Grčke i Bugarske. Druga 400 kV interkonekcija Grčka–Bugarska povećala je razmenu za 500 MW, čime je maksimalni nominalni kapacitet između dve zemlje dostigao 1,7 GW, dok se već razmatra i buduća jednosmerna veza snage 2 GW između Grčke i Bugarske.
Za investitore, zaključak je veoma jasan: Jugoistočna Evropa nije zatvorena za OIE, ali je pristup mreži postao najoskudniji resurs. Najuspešniji projekti do 2030. godine biće oni sa zrelim dozvolama, bankarskim garancijama, obezbeđenim zemljištem, realnim studijama priključenja, integrisanim baterijama, finansijskim modelima otpornim na ograničenja proizvodnje i blizinom visokonaponskih čvorišta uključenih u razvojne planove operatora sistema. Čisti tržišni solarni i vetro projekti udaljeni od ojačanih 400 kV koridora suočavaće se sa odloženim priključenjima, većim rizikom ograničenja proizvodnje, slabijim mogućnostima finansiranja i manjom vrednošću za investitore. U narednom investicionom ciklusu premija će se pomeriti sa pitanja „ko ima najbolju insolaciju ili vetropotencijal“ na pitanje „ko poseduje kredibilnu poziciju u mreži“.
