Južna tržišta električne energije u jugoistočnoj Evropi (JIE) više se ne posmatraju isključivo kao „diskontovane cenovne zone“ u odnosu na Mađarsku i Core Europe (centralna Evropa). Ona se razvijaju u strukturne curtailment bazene, gde penetracija fotonaponskih i vetroelektrana, ograničenja prenosnog kapaciteta, nedostatak fleksibilne potražnje i ograničena mogućnost skladištenja energije redefinišu mehanizam formiranja marginalne cene. Sesija od 26. februara 2026. pokazala je da je ova transformacija trajna i strukturna, a njene implikacije prevazilaze povremene negativne cene. Formira se trajno snižavanje cenovnog dna tokom dnevnih sati, u kombinaciji sa sve kompresovanijim premijama za nestašicu u večernjim satima. Za trading desk-ove, ovo predstavlja fundamentalnu promenu u ekstrakciji ekonomske vrednosti.
Najjasniji indikator leži u apeksima cena. Srbija je zaključila po 42,64 EUR/MWh, Severna Makedonija po 41,27 EUR/MWh, Crna Gora po 47,82 EUR/MWh, dok je Mađarska stajala na 87,06 EUR/MWh. Geografski diferencijal veći od 40 EUR/MWh ne može se objasniti samo razlikama u gorivima ili divergencijom potražnje. Reč je o zarobljenoj proizvodnji iz obnovljivih izvora koja fizički ne može biti adekvatno transportovana ka severnim tržištima. Dnevna solarna proizvodnja saturira lokalne sisteme, potiskujući cene prema operativnim minimumima (operational cost floor), dok ograničeni kapaciteti za izvoz sprečavaju isporuku energije na tržišta sa višim cenama.
Ovaj fenomen više nije izolovan na pojedinačne sate. Sve češće minimalne cene blizu nule u Srbiji, Severnoj Makedoniji, a povremeno i u Hrvatskoj i Sloveniji, signaliziraju da erozija cenovnog dna postaje sistemska (systemic economic curtailment). Čak i kada cene ne prelaze u negativne, one se kompresuju ka nivoima koji čine termalnu proizvodnju (termalne elektrane na gas i ugalj) neekonomičnom. Gasne i ugljene elektrane se povlače iz merit order-a na duže periode, dok se hidroelektrane često operativno minimalizuju ili odlažu, čuvajući vrednost za vršne sate.
Koncept ekonomskog curtailmenta postaje ključan. Čak i ako operatori prenosne mreže (TSO) formalno ne ograničavaju proizvodnju iz obnovljivih izvora, tržište efikasno vrši istu funkciju putem potiskivanja cena (price suppression). Kada dnevne cene dostignu nivo od 0–10 EUR/MWh, signal za ekonomsku racionalnost obeshrabruje dodatnu proizvodnju i erodira operativne marže svih generatora. Investitori mogu smatrati rast instaliranog kapaciteta pozitivnim za sigurnost snabdevanja, ali na ovim tržištima on postaje negativan za stabilnost prosečnih cena.
Ograničenja prenosa (transmission bottlenecks) dodatno intenziviraju problem. Sposobnost Srbije da izvozi višak ka Mađarskoj je ograničena, posebno u satima kada Mađarska sama uvozi iz Austrije i Slovačke. Mađarski sistem, funkcionišući kao interkonekcioni čvor između Core i JIE, prioritizuje uvoz sa severa kada cenovni spread to opravdava. Kao rezultat, južni višak energije ne može da zameni severni uvoz, čak i kada cena to sugeriše. Elastičnost veze Mađarske sa Core Europe prevazilazi elastičnost prema južnom Balkanu, stvarajući zarobljenu obnovljenu proizvodnju na jugu.
Strukturna priroda curtailment bazena dodatno se potvrđuje brzinom rasta instalirane obnovljive snage u odnosu na razvoj prenosne i skladišne infrastrukture. Solarne i vetroelektrane u Srbiji i Severnoj Makedoniji rastu eksponencijalno, dok je implementacija energetskih skladišta (battery storage / pumped hydro storage) minimalna. Bez mrežnih baterija (grid-scale storage) ili značajnih programa fleksibilne potražnje (demand-side response, DSR), sistem ne može da preusmeri višak proizvodnje u večernje sate. Svaki dodatni MW solarne energije produbljuje dnevni višak i ne ublažava večernju nestašicu.
Večernje rampe osvetljavaju drugu stranu. Kako solarna proizvodnja opada, južna tržišta često doživljavaju brzu eskalaciju cena (evening scarcity spikes). Ipak, trajanje ovih vrhova je kraće nego prethodnih godina. Vremenski prozor večernjeg margina (gas marginal pricing window) se sužava na 3–4 sata. Dok vršne cene mogu premašiti 120–140 EUR/MWh, kompresovano trajanje ograničava sposobnost generatora da nadoknade dnevni gubitak u dolini (midday trough losses). Ovo stvara strukturno povećanu intradnevnu volatilnost, dok neto stabilnost prihoda opada.
Za trgovce, strukturni curtailment bazen predstavlja i rizik i potencijalnu priliku. Dugoročna izloženost baseload-a u južnim hubovima sve je ranjivija na dnevnu eroziju. Prosečne cene mogu delovati stabilno, ali časovna raspršenost cena (hourly price dispersion) potkopava ravne pozicije. Suprotno tome, kratkoročne pozicije u skladu sa predvidivim obrazcem doline i vrha (trough-and-spike profile) mogu ostvariti značajan profit. Ključno je shvatiti da bazen nije privremen, već postaje strukturna karakteristika južnih JIE tržišta.
Evoluirajuća pozicija Rumunije komplikuje ovu dinamiku. Iako nije toliko diskontovana kao Srbija ili Severna Makedonija, Rumunija oscilira između viška i deficita, u zavisnosti od hidro uslova (hydrological conditions) i protoka kroz interkonektore (cross-border flows). Kako Rumunija razvija do 500 MW solarnih i skladišnih projekata, njena uloga može da se promeni iz marginalnog izvoznika u swing tržište, potencijalno ublažavajući ili redistribuirajući pritiske južnog curtailmenta.
Cene CO₂ (EUA) dodaju dodatni sloj pritiska. Kako cene European Union Allowances (EUA) ostaju visoke, ugljerodne elektrane (coal-fired units) postaju sve manje konkurentne. Na južnim JIE tržištima, gde ugalj i dalje čini značajan deo miks-a, ovaj trend ubrzava tranziciju ka binarnom sistemu: obnovljivi izvori + gas. Smanjena marginalnost uglja uklanja stabilizujući faktor u merit order-u, što rezultuje oštrijim tranzicijama između viška i nestašice.
Razvoj gasnih koridora, uključujući LNG protoke ka Grčkoj i Vertical Gas Corridor, utiče na večernju stranu (peak pricing), ali ne i na dnevni višak. Povećana dostupnost gasa može ograničiti ekstremne večernje skokove, ali ne rešava dnevne solarne viškove. Dakle, dok gasna infrastruktura jača sigurnost snabdevanja, ona ne eliminiše dinamiku curtailment bazena. Naprotiv, smanjenjem vršnih cena može dodatno kompresovati ukupni prihod generatora bez podizanja dna cena.
Sa stanovišta strukture tržišta, južna JIE tržišta evoluiraju ka dvo-cenovnom sistemu unutar istog dana: snižena solarna cena i kompresovana cena nestašice (scarcity price). Razmak između ovih režima se smanjuje, povećavajući konkurenciju među fleksibilnim kapacitetima. Trgovci moraju prilagoditi modeliranje tržišta i predviđanje cena. Tradicionalni linearni modeli potražnje i proizvodnje sve češće pogrešno procenjuju rezultate.
Upravljanje rizikom (risk management) mora takođe da evoluira. Širenje razlike između dnevnog proseka i časovnih ekstremnih vrednosti povećava izloženost tail risk-u. Portfolio koji izgleda hedžovano na dnevnom nivou može pretrpeti značajne gubitke u vršnim satima. Nasuprot tome, promašaji u iskorišćavanju dolinskih sati mogu erodirati profitabilnost čak i kada je vrh adekvatno pozicioniran. Granularno upravljanje izloženošću (hourly exposure management) postaje imperativ.
Gledano unapred, trend je jasan. Dok se kapacitet skladištenja (energy storage) ne poveća ili prekogranični prenosi (cross-border transmission) ne prošire, južna JIE će ostati strukturni curtailment bazen. Rast solarnih kapaciteta produbiće dolinske cene, dok ograničeni izvoz neće omogućiti konvergenciju sa Mađarskom. Večernja nestašica će opstati, ali možda u kraćem trajanju kako gasna infrastruktura jača. Neto efekat je tržište definisano intradnevnom polarizacijom, a ne prosečnom stabilnošću.
Sesija od 26. februara 2026. nije bila izuzetna; bila je ilustrativna. Pokazala je koliko je dinamika curtailment bazena integrisana u proces formiranja cena električne energije u regionu. Za trading desk-ove, poruka je jasna: južna JIE više nije samo jeftinija; ona je strukturno drugačija. Strategije moraju odražavati ovu realnost ili rizikuju sistemsko pogrešno određivanje cena.
Pripremljeno od strane virtu.energy
