Kriza cena električne energije u jugoistočnoj Evropi više se ne može jednostavno objasniti privremenim troškovima goriva ili ekstremnim vremenskim uslovima. ACER je u svojoj proceni za 2026. godinu utvrdio da je razlika u cenama između tržišta jugoistočne i centralne Evrope opstala tokom cele 2025. i početkom 2026. godine, što ukazuje na strukturne slabosti u fleksibilnosti, korišćenju mreže i regionalnoj integraciji tržišta.
Regulator je analizirao ekstremne letnje uslove iz 2024. godine, kada su prosečne vršne cene električne energije na pogođenim tržištima jugoistočne Evrope dostizale oko 350 evra po MWh. Najveći pritisak javljao se nakon zalaska sunca, kada je solarna proizvodnja brzo opadala, dok je potražnja za električnom energijom ostajala visoka. Region nije imao dovoljno fleksibilnih kapaciteta da nadomesti gubitak solarne proizvodnje, dok je ograničen uvozni kapacitet, uključujući ograničenja povezana sa planiranim radovima na mreži, sprečavao jeftiniju električnu energiju iz centralne Evrope da u potpunosti ublaži nestašicu.
ACER procenjuje da je 147 najizraženijih skokova cena moglo biti izbegnuto da je bio ispunjen zahtev EU da najmanje 70% relevantnog prenosnog kapaciteta bude dostupno za prekograničnu trgovinu. To ne znači da svaki dalekovod mora u svakom trenutku raditi sa 70% svog fizičkog termičkog kapaciteta, jer regulatorna metodologija uzima u obzir sigurnosne margine i vanredne situacije. Ipak, nalaz pokazuje kako domaća zagušenja i nedovoljno koordinisane operativne odluke mogu ostaviti premalo prenosnog kapaciteta dostupnog integrisanom tržištu električne energije.
Obuhvaćena tržišta jugoistočne Evrope uključuju Sloveniju, Hrvatsku, Mađarsku, Rumuniju, Bugarsku i Grčku, dok Austrija i Slovačka predstavljaju relevantno poređenje sa centralnom Evropom. Tokovi električne energije duž ovog koridora zavise od kvarova i ograničenja na mreži koji se mogu pojaviti daleko od nacionalne granice na kojoj se prenosni kapacitet dodeljuje. Zbog toga su flow-based spajanje tržišta i snažnija regionalna koordinacija sve važniji, jer bilateralni podaci o kapacitetu ne mogu u potpunosti da prikažu ponašanje složene i međusobno povezane elektroenergetske mreže.
ACER poziva na bolje planiranje isključenja mrežnih elemenata, veću primenu korektivnih mera, bržu realizaciju investicija sa najvećim uticajem na mrežu i potpunu primenu flow-based spajanja tržišta. Regulator takođe podržava širu primenu tehnologija za unapređenje mreže, uključujući dinamičko određivanje kapaciteta dalekovoda, koje pod povoljnim uslovima može povećati raspoloživi prenosni kapacitet na pojedinim opterećenim elementima mreže za više od 50%.
Međutim, snažnije interkonekcije same po sebi neće rešiti problem večernjeg snabdevanja u regionu. Ako više zemalja jugoistočne Evrope istovremeno doživi pad solarne proizvodnje nakon zalaska sunca, susedna tržišta mogu u istom trenutku pokušati da povećaju uvoz električne energije. Zato skladištenje energije, upravljanje potrošnjom, fleksibilna hidroenergija i brzo pokretljivi proizvodni kapaciteti ostaju ključni elementi otpornog regionalnog sistema. Prekogranična trgovina može smanjiti cenu nestašice udruživanjem raspoloživih resursa, ali ne može stvoriti višak električne energije kada se čitav region istovremeno suočava sa nedostatkom.
Komercijalne posledice su značajne. Trajna razlika u cenama stvara mogućnosti za baterijska skladišta i trgovce električnom energijom, ali povećava troškove za energetski intenzivnu industriju i slabi očekivanje da će širenje obnovljivih izvora automatski dovesti do jeftinije električne energije. Istovremeno se menja relativna vrednost proizvodnih i fleksibilnih kapaciteta. Megavat fleksibilnog kapaciteta smešten u blizini zagušene granice ili unutar ograničenog tržišta potencijalno može vredeti više od istog megavata u području bez mrežnih ograničenja.
Nalazi ACER-a zato pomeraju fokus političke rasprave sa jednostavne izgradnje novih dalekovoda. Jugoistočna Evropa mora da efikasnije koristi postojeću infrastrukturu, bolje koordinira radove i isključenja na mreži i dosledno primenjuje zajednička tržišna pravila. Operativne reforme i dodatna fleksibilnost mogli bi da donesu neka od najbržih smanjenja volatilnosti cena dok se razvijaju veće interkonekcije i nova mrežna infrastruktura.
Problem cena električne energije u regionu sve više predstavlja izazov dizajna tržišta i fleksibilnosti, podjednako koliko i izazov proizvodnje. Prevazilaženje tog problema zahtevaće da jugoistočna Evropa svoj elektroenergetski sistem posmatra kao integrisano regionalno tržište, a ne kao skup nacionalnih elektroenergetskih mreža.
