Dostupnost vode postala je direktna varijabla na evropskom tržištu električne energije tokom leta 2026. godine. Rekordno niski vodostaji istovremeno smanjuju proizvodnju hidroelektrana, ograničavaju sisteme za hlađenje nuklearnih elektrana i povećavaju razliku između jeftine električne energije iz solarnih elektrana tokom dana i sve skuplje energije u večernjim satima. Uticaj je posebno izražen u centralnoj i jugoistočnoj Evropi, gde Dunav istovremeno podržava proizvodnju hidroelektrana, hlađenje nuklearnih elektrana, industrijsku aktivnost i prekogranični transport.
Zajednički istraživački centar Evropske komisije (JRC) saopštio je da su Dunav, Rajna, Loara i Po dostigli rekordno niske avgustovske vodostaje, dok je oko 50% teritorije EU i Ujedinjenog Kraljevstva bilo pogođeno nekim oblikom suše, a 9% je dostiglo najviši nivo upozorenja. Prognoze su i dalje ukazivale na toplije i suvlje uslove tokom avgusta i početkom septembra.
Ovo više nije klasičan poremećaj proizvodnje koji pogađa jednu elektranu ili jedan energent. Reč je o povezanom hidrološkom šoku. Nizak nivo vode smanjuje proizvodnju hidroelektrana, dok istovremeno ograničava dostupnost rashladne vode za nuklearne elektrane. Toplotni talasi dodatno povećavaju potrošnju električne energije za klimatizaciju upravo u trenutku kada raspoloživost hidro i nuklearnih kapaciteta opada. Stabilni anticiklonski uslovi mogu istovremeno smanjiti proizvodnju vetroelektrana, ostavljajući gasne i termoelektrane na ugalj, uvoz, baterije i upravljanje potrošnjom da pokriju večernje potrebe sistema.
Hidroelektrane direktno zavise od protoka reke, hidrauličkog pada i efikasnosti turbina. Protočne hidroelektrane posledice osećaju gotovo odmah, jer manji protok znači da kroz turbine prolazi manje vode, a samim tim se proizvodi i manje megavat-sati. Akumulacione hidroelektrane imaju veću fleksibilnost, ali operatori moraju da odluče da li će akumuliranu vodu koristiti tokom leta ili je sačuvati za večernje vršne sate, balansiranje sistema u vanrednim situacijama i zimsku sezonu.
Nuklearne elektrane suočavaju se sa drugačijim ograničenjem. Reaktor i nuklearno gorivo mogu ostati potpuno raspoloživi, dok konvencionalni deo elektrane zahteva velike količine rashladne vode za kondenzaciju pare nakon prolaska kroz turbine. Nizak vodostaj može dovesti usisne objekte i pumpne sisteme van njihovog uobičajenog radnog opsega, dok visoka temperatura rečne vode može ograničiti količinu zagrejane vode koja može biti vraćena u rečni tok.
Najjasniji primer predstavlja nuklearna elektrana Černavoda u Rumuniji. Blok 1 je već bio isključen zbog pogoršanja uslova na Dunavu, dok je kompanija Nuclearelectrica 13. avgusta ujutru započela kontrolisano gašenje bloka 2 zbog nastavka pada vodostaja. Svaki reaktor ima približno 700 MW instalisane snage, što znači da je iz rumunskog sistema privremeno uklonjeno oko 1,4 GW bazne proizvodnje. Oba bloka ostala su u bezbednom stanju, bez prijavljenog uticaja na osoblje, stanovništvo ili životnu sredinu.
Černavoda uobičajeno obezbeđuje približno petinu potreba Rumunije za električnom energijom, zbog čega je njen ispad znatno značajniji od gubitka manje termoelektrane. On povećava potrebe za uvozom, uklanja veliki izvor proizvodnje sa niskim varijabilnim troškovima i povećava izloženost balansiranju tokom večernjih vršnih sati. Nuclearelectrica je takođe pribavila potvrde o višoj sili za ugovore o isporuci električne energije, jer je ozbiljna suša na Dunavu sprečila kompaniju da sopstvenom proizvodnjom ispuni sve ugovorene obaveze.
Problem je tako prerastao operativni rizik elektrane i prešao na ugovorni, kontrapartnerijski i prihodovni rizik.
Sličan problem prisutan je i u Mađarskoj, u nuklearnoj elektrani Pakš, instalisane snage 2.000 MW, koja uobičajeno obezbeđuje gotovo polovinu domaće proizvodnje električne energije. Zbog niskog vodostaja Dunava blokovi 1, 3 i 4 bili su zaustavljeni, dok je blok 2 radio sa polovinom snage 11 dana pre nego što je 10. avgusta počeo postepeno da povećava proizvodnju. Prema zvaničnom vladinom ažuriranju od 13. avgusta, Pakš je tada radio sa svega oko 500 MW, odnosno 25% instalisanog kapaciteta, dok se ponovni pad vodostaja Dunava očekivao.
Situacija u Pakšu pokazuje da ključni problem nije samo ukupna količina vode koja protiče rekom. Operator elektrane MVM objasnio je da bi teoretski moglo biti dovoljno vode za hlađenje, ali da je vodostaj pao ispod efektivne usisne visine postojećih pumpi. Blokovima u radu potrebno je približno 100 kubnih metara vode u sekundi, dok četiri zaustavljena bloka zahtevaju svega oko 2,5 kubnih metara u sekundi za preostalo hlađenje.
Elektrana je radila pri vodostaju koji je bio oko 28 centimetara ispod prethodnog rekorda iz 2018. godine i više od jednog metra ispod minimalnog nivoa zabeleženog tokom veka, koji je bio uzet u obzir kada je Pakš projektovan pre više od četiri decenije.
Mađarska je odgovorila hitnim programom intervencija na reci. Vlada je odobrila izgradnju praga u rečnom koritu za koji je potrebno približno 145.000 kubnih metara kamena, dok su dve barže dužine 80 metara pripremljene kao dodatna privremena mera. Troškovi intervencije procenjeni su na oko 6,1 milijardu forinti, dok vlada procenjuje da bi potpuni zastoj Pakša mogao da proizvede trošak od najmanje 50 milijardi forinti mesečno.
Poređenje pokazuje sve veću ekonomsku opravdanost prilagođavanja klimatskim promenama. Relativno skromna ulaganja u otpornost sistema za zahvat vode mogu zaštititi proizvodne kapacitete čiji troškovi zamenske električne energije mogu biti višestruko veći.
Dalje nizvodno, isti problem sa Dunavom smanjuje proizvodnju srpskih hidroelektrana. Elektroprivreda Srbije saopštila je da je Đerdap 1 proizvodio svega oko 20% uobičajene proizvodnje, uz dotoke od približno 1.400 kubnih metara u sekundi. Đerdap 2 radio je sa oko 30% kapaciteta. Đerdap 1 ima 1.140 MW instalisane snage, dok je istorijski prosečan dotok Dunava iznosio oko 5.370 kubnih metara u sekundi.
EPS je očekivao da će potrošnja električne energije u Srbiji tokom toplotnog talasa dostići gotovo 100 GWh dnevno, dok je oko 10% potreba nabavljano na tržištu kako bi se nadomestio manjak hidroenergije. Termoelektrane su preuzele veći deo domaće potrošnje, dok je EPS nastojao da očuva akumulacije i zalihe uglja pred zimsku sezonu.
Srbija je tako izložena na dva fronta: direktno zbog niže proizvodnje Đerdapa i indirektno zbog smanjene raspoloživosti nuklearnih kapaciteta u susednoj Mađarskoj i Rumuniji. Gubitak jeftine regionalne proizvodnje ograničava količinu električne energije dostupne za uvoz upravo u trenutku kada je domaća potrošnja povećana.
Situacija takođe dovodi u pitanje tradicionalnu pretpostavku da će prekogranični uvoz automatski nadoknaditi domaće vremenske poremećaje. Interkonektori mogu da prenesu električnu energiju, ali ne mogu da stvore dodatnu proizvodnju kada je više međusobno povezanih tržišta pogođeno istim vremenskim šokom. Rumunija, Mađarska i Srbija mogu istovremeno tražiti dodatni uvoz tokom večernjih sati, čime Austrija, Slovačka, Hrvatska i Bugarska postaju deo istog lanca formiranja cena.
Zagušenja na prenosnoj mreži tada određuju gde će se pojaviti najveća premija oskudice.
Širi evropski elektroenergetski sistem i dalje je generalno adekvatan. ENTSO-E je u proceni pre letnje sezone zaključio da u većem delu Evrope ne postoji velika sistemska pretnja po adekvatnost, uz podršku rastuće proizvodnje iz obnovljivih izvora, snažnije prekogranične koordinacije i povećanja kapaciteta baterija. Ukupan kapacitet baterija dostigao je približno 29 GW, dok je očekivani nivo evropskih hidroakumulacija na početku sezone već bio 18% ispod nivoa iz juna 2025. godine. Potrošnja električne energije tokom leta trebalo je da poraste za oko 2,5% na godišnjem nivou.
Naknadno pogoršanje hidroloških uslova pokazuje razliku između dovoljne količine kapaciteta na nivou Evrope i raspoloživog kapaciteta u odgovarajućem regionu i u odgovarajućem satu.
Francuska predstavlja važan kontraprimer. Ograničenja povezana sa vodom ne znače da je nuklearna proizvodnja strukturno nepouzdana. Proizvodnja električne energije u Francuskoj dostigla je 284,3 TWh u prvoj polovini 2026. godine, što je povećanje od 4,6%, dok je nuklearna proizvodnja porasla za 7,9 TWh, a prosečna raspoloživost nuklearnih kapaciteta dostigla 73,9%.
Ipak, RTE je upozorio da toplotni talasi i dugotrajne suše mogu privremeno ograničiti pojedine nuklearne reaktore koji koriste rečnu vodu za hlađenje zbog ograničenja protoka i temperature ispuštanja. Na nivou celokupne flote ti gubici ostaju relativno mali, ali njihov uticaj na cene može postati značajan kada se poklope sa povećanom potrošnjom zbog vrućina i slabom proizvodnjom vetroelektrana.
Uticaj na tržište sve je vidljiviji kroz strukturu satnih cena, a ne samo kroz mesečne proseke. Međunarodna agencija za energetiku (IEA) očekuje da će potrošnja električne energije u EU porasti za oko 2% u 2026. godini, pod uticajem elektrifikacije i veće potrošnje za hlađenje. Prosečne spot cene električne energije u EU bile su u drugom kvartalu već više od 30% iznad nivoa iz prethodne godine, delom zbog viših troškova proizvodnje iz gasa.
Ograničenja nuklearne i hidro proizvodnje povezana sa vodom dodaju još jedan faktor oskudice tržištu koje već funkcioniše uz povišene troškove goriva.
Mađarsko tržište HUPX jasno pokazuje promenu strukture cena. Bazna cena za isporuku 15. avgusta iznosila je oko 137,94 EUR/MWh, dok je standardni blok vršne potrošnje prosečno iznosio samo 101,59 EUR/MWh. Intraday cene za 16. avgust kretale su se oko 40–60 EUR/MWh tokom sunčanih podnevnih sati, pre nego što su tokom večeri porasle ka približno 200 EUR/MWh.
Srbija je 15. avgusta pokazala još izraženiji obrazac, kada je cena električne energije na dan-unapred tržištu SEEPEX pala na svega 0,01 EUR/MWh oko podneva, da bi kasnije tokom večeri dostigla 182,90 EUR/MWh.
Rumunija je pokazala istu strukturnu inverziju. Bazni blok na OPCOM-u za 16. avgust iznosio je oko 717,86 RON/MWh, dok je dnevni blok vršnog opterećenja bio niži, na 624,92 RON/MWh. Cena u kasnim noćnim satima premašila je 1.046 RON/MWh. Na rumunskom tržištu dan-unapred prosečna cena je u julu već iznosila oko 120 EUR/MWh.
Ovi podaci opisuju elektroenergetski sistem sa viškom solarne proizvodnje tokom sredine dana i sve oskudnijom pouzdanom proizvodnjom nakon zalaska sunca. Tradicionalna pretpostavka da su vršni sati automatski najskuplji postaje sve manje relevantna na tržištima sa visokim udelom solarne energije.
IEA je navela da je razlika između najnižih podnevnih i najviših večernjih cena tokom toplotnih talasa u junu dostizala čak 600 USD/MWh na pojedinim evropskim tržištima. Španija je tokom prve polovine 2026. godine zabeležila negativne veleprodajne cene u 17% sati, u poređenju sa 10% u istom periodu 2025. godine.
Evropa tako može da iskusi višak električne energije i akutnu oskudicu u istom danu. Prosečne bazne cene prikrivaju deo komercijalne vrednosti koja se sve više premešta ka baterijama, reverzibilnim hidroelektranama, fleksibilnim hidroelektranama, upravljanju potrošnjom i termoelektranama koje mogu brzo da povećaju proizvodnju.
Dodatni solarni kapaciteti pomoći će u pokrivanju dnevne potrošnje za hlađenje, ali solarna energija sama ne može da nadomesti nuklearnu i hidro proizvodnju u periodu od 19 do 23 časa. Bez skladištenja, povećanje fotonaponskih kapaciteta može dodatno produbiti pad cena tokom dana, a da pritom ima ograničen uticaj na večernji skok potražnje i cena.
Vetar ima drugačiji profil proizvodnje, sa manjom korelacijom sa solarnom energijom i većim potencijalom za proizvodnju nakon zalaska sunca. Ipak, kod ulaganja u vetroelektrane mora se uzeti u obzir mogućnost da se veliki toplotni talasi poklope sa periodima slabog vetra na više tržišta.
Investiciona reakcija zato bi trebalo da kombinuje proizvodnju, fleksibilnost i otpornost na hidrološke rizike, umesto da se oslanja na jednu tehnologiju. EPS je identifikovao projekat solarne elektrane od 1 GW, planiranu gasnu elektranu u Nišu, reverzibilnu hidroelektranu Bistrica i dugoročni projekat Đerdap 3 kao delove strategije Srbije za sigurnost snabdevanja.
Mađarska ubrzava ulaganja u vetroelektrane, skladištenje i prenosnu mrežu, dok će program razvoja nuklearne energije u Rumuniji sve više morati da uključuje otpornost sistema za hlađenje na vodne uslove u planove za revitalizaciju bloka 1 Černavode i razvoj dodatnih nuklearnih kapaciteta.
Potencijalni program otpornosti elektroenergetskog sistema jugoistočne Evrope za period 2027–2032. mogao bi zahtevati približno 4–7 milijardi evra, iako su ove vrednosti analitičke procene, a ne najavljeni budžeti konkretnih projekata. Oko 300–800 miliona evra moglo bi biti usmereno na dublje usisne objekte za nuklearne i termoelektrane, pumpne sisteme, optimizaciju hlađenja, produbljivanje rečnih korita i infrastrukturu za kontrolu vodotoka.
Dodatnih 800 miliona do 1,5 milijardi evra moglo bi da podrži revitalizaciju hidroelektrana, digitalizaciju akumulacija i projekte usmerene na povećanje proizvodnje po kubnom metru vode. Oko 1–2 milijarde evra moglo bi biti namenjeno za 2–4 GWh baterijskih kapaciteta i infrastrukturu za upravljanje industrijskom potrošnjom, dok bi preostali deo bio usmeren na reverzibilne hidroelektrane, jačanje prenosne mreže i strateški važne interkonektore.
Baterijski projekti će sve više zavisiti od sposobnosti da monetizuju volatilnost, a ne samo od pružanja rezervnog kapaciteta. Za dvosatnu bateriju lociranu na volatilnom tržištu centralne ili jugoistočne Evrope, ilustrativni model zasnovan na investicionim troškovima od 250.000–400.000 evra po MWh, 250–300 ekvivalentnih ciklusa godišnje, ostvarenom rasponu cena od 90–130 EUR/MWh i dodatnim prihodima na balansnom tržištu mogao bi da donese nominalni prinos na kapital od približno 12–16%.
Prinosi bi mogli da porastu ka 15–20% ukoliko večernja oskudica ostane izražena ili budu uvedena plaćanja za kapacitet. Sa druge strane, normalizacija raspona prema 50–70 EUR/MWh mogla bi da spusti prinose na nivo od jednocifrenog procenta. Kašnjenje priključenja na mrežu od 12–18 meseci moglo bi da smanji prinos na kapital za približno 2–5 procentnih poena, uz istovremeno povećanje efektivnih troškova projekta zbog kamata tokom izgradnje, rasta cena opreme i odlaganja prihoda.
Hidroenergija zahteva drugačiji investicioni pristup. Akumulaciona elektrana može proizvoditi manje megavat-sati tokom sušnih perioda, ali povećati vrednost svakog proizvedenog megavat-sata koncentrisanjem proizvodnje u večernjim satima sa visokim cenama. Njena vrednost sve više proizlazi iz fleksibilnosti, balansnih usluga, mogućnosti crnog starta i izbegavanja kupovine skupe energije u periodima oskudice, a ne samo iz bazne proizvodnje.
Protočne hidroelektrane imaju znatno manju fleksibilnost i zato bi trebalo da budu vrednovane uz konzervativnije, klimatski prilagođene pretpostavke o proizvodnji.
Nuklearni projekti takođe zahtevaju eksplicitniju premiju za hidrološki rizik. Procene vrednosti elektrana, garancije raspoloživosti i dugoročni PPA ugovori trebalo bi da uzmu u obzir dubinu zahvata vode, eroziju rečnog korita, prognoze minimalnog protoka, ograničenja temperature vode i alternativne sisteme hlađenja. Istorijski faktori raspoloživosti zasnovani na uslovima reka tokom 20. veka više nisu dovoljni za pouzdano dimenzionisanje duga ili garancija ugovorene proizvodnje.
Neposredni izgledi i dalje zavise od padavina u Alpima, centralnoj Evropi i slivu Dunava. Značajnije padavine mogle bi omogućiti ponovno pokretanje nuklearnih blokova i povećanje hidroproizvodnje, dok bi niže temperature smanjile potrebu za hlađenjem. Međutim, isušeno zemljište, niski vodostaji i smanjeni nivoi akumulacija ne oporavljaju se odmah.
Čak i nakon završetka trenutne operativne krize, elektroprivrede će u jesen ući sa većom osetljivošću na očuvanje akumulacija, raspoloživost nuklearnih kapaciteta i troškove zamenske električne energije.
Evropsko tržište električne energije zato sve vidljivije plaća premiju za vodu koja može biti pretvorena u pouzdan megavat-sat nakon zalaska sunca. Najvredniji kapaciteti više nisu nužno oni koji mogu da proizvedu najveću godišnju količinu električne energije, već oni koji mogu ostati raspoloživi tokom kratkog večernjeg perioda kada se istovremeno poklapaju visoke temperature, niski vodostaji i pad solarne proizvodnje.
