Tržišta električne energije u Jugoistočnoj Evropi ušla su u novu strukturnu fazu tokom aprila 2026. godine, pošto su kolaps dnevnih cena, rastuća unutardnevna volatilnost i prve sve vidljivije epizode negativnih cena potvrdile da region ubrzano prelazi iz faze nestašice obnovljivih izvora ka fazi njihove prekomerne ponude tokom solarno intenzivnih sati. Ova tranzicija počinje fundamentalno da preoblikuje ekonomiku merchant obnovljivih projekata, isplativost baterijskih skladišta energije, strategije prekogranične trgovine i buduće strukture ugovora o kupovini električne energije (PPA ugovori) širom Balkana i šireg regiona Jugoistočne Evrope.
Prosečne cene električne energije naglo su pale širom regiona tokom aprila, jer su blaže vremenske prilike, manja potreba za grejanjem i izuzetno snažna proizvodnja iz solarnih elektrana smanjile pritisak na termoelektrane. Međutim, iza samog pada prosečnih spot cena krije se mnogo važniji strukturni razvoj: rastuće razdvajanje između prosečnih baznih cena i sve nestabilnijeg ponašanja tržišta po satima. Mađarska je pružila najjasniji signal kada su cene po satu pale na -19,90 €/MWh 26. aprila, dok su u Hrvatskoj cene pale na 4,83 €/MWh, a Turska je doživela širi tržišni kolaps ka proseku od svega 18,45 €/MWh.
Ovaj trend više nije ograničen samo na razvijena tržišta obnovljivih izvora poput Nemačke ili Holandije. On se sada jasno širi i na Jugoistočnu Evropu, gde su solarne instalacije ubrzano rasle tokom poslednje tri godine, dok je infrastruktura za fleksibilnost sistema znatno zaostajala. Region sve češće doživljava istovremeni višak energije tokom podneva i nestašicu balansne energije tokom večernjih sati, stvarajući upravo onu tržišnu arhitekturu koja pogoduje velikim baterijskim sistemima, fleksibilnim hidroelektranama i sofisticiranim strategijama unutardnevne trgovine.
Aprilski pad regionalne potrošnje električne energije dodatno je pojačao ove efekte. Srbija je zabeležila dramatičan pad potrošnje od 31,78% u odnosu na mart, dok je u Rumuniji pad iznosio 16,94%, u Bugarskoj 14,09%, u Italiji 13,33%, a u Grčkoj 10,93%. Manja potrošnja poklopila se sa većim učešćem obnovljivih izvora, naročito tokom solarno intenzivnih dnevnih sati, što je termoelektrane sve češće izbacivalo iz merit-order rasporeda tokom vanvršnih perioda.
Proizvodnja iz obnovljivih izvora u Mađarskoj porasla je za čak 86,93% na mesečnom nivou, predstavljajući jedan od najjasnijih pokazatelja koliko brzo solarna penetracija počinje da menja formiranje cena u regionu. Iako su apsolutni nivoi učešća obnovljivih izvora u Jugoistočnoj Evropi i dalje niži nego u Zapadnoj Evropi, tržišni uticaj je već značajan, jer su fleksibilnost mreže, kapaciteti za skladištenje energije i sistemi upravljanja potrošnjom još uvek nedovoljno razvijeni.
Implikacije za ekonomiku merchant solarnih projekata postaju sve značajnije. Tradicionalni finansijski modeli za fotonaponske elektrane u regionu Jugoistočne Evrope bili su zasnovani na pretpostavkama relativno stabilnih dnevnih cena električne energije i ograničenog rizika od kanibalizacije cena. Te pretpostavke sada počinju da slabe. Aprilske krive cena pokazuju da se periodi najveće proizvodnje solarnih elektrana sve češće poklapaju sa najslabijim prozorima veleprodajnih cena, čime se smanjuju ostvarene „capture“ cene u odnosu na prosečne bazne cene.
Ovo novo razilaženje između baznih prosečnih cena i stvarnih prihoda obnovljivih izvora moglo bi postati jedno od najvažnijih pitanja bankabilnosti budućih solarnih projekata na Balkanu. Projekti koji su delovali izuzetno atraktivno pod ranijim pretpostavkama merchant tržišta mogli bi se suočiti sa znatno nižim prihodima kada višak dnevne solarne energije postane normalizovan.
Baterijska skladišta energije zato prelaze iz opcione nadogradnje u ključnu strukturnu potrebu za buduće obnovljive projekte širom Jugoistočne Evrope. Kombinacija:
- urušavanja dnevnih cena,
- volatilnih večernjih pikova,
- negativnih cena,
- rizika od ograničavanja proizvodnje obnovljivih izvora,
- i rastućih unutardnevnih cenovnih razlika
stvara sve privlačniju ekonomiku arbitraže za samostalne i hibridne baterijske sisteme.
Mađarska ubrzano postaje jedan od najjasnijih primera ove tranzicije. Energetski miks zemlje već uključuje 25,03% obnovljivih izvora, dok uvoz i dalje čini 27,01% ukupnog snabdevanja, zbog čega je tržište istovremeno izloženo i volatilnosti obnovljivih izvora i regionalnim potrebama za balansiranjem sistema. To stvara idealne uslove za monetizaciju baterijskih sistema kroz:
- energetsku arbitražu,
- usluge balansiranja,
- tržišta rezervi,
- upravljanje zagušenjima mreže,
- i optimizaciju obnovljivih izvora energije.
Slična dinamika vidljiva je i u Hrvatskoj. Aprilske cene pale su za 17,89% na mesečnom nivou, dok su obnovljivi izvori i hidroenergija ostali snažno zastupljeni. Tržište se sve više ponaša kao fleksibilna tranzitna zona između Centralne Evrope i Jadrana, stvarajući rastuće mogućnosti za skladišta energije koja mogu da koriste prekograničnu volatilnost i unutardnevne razlike izazvane zagušenjima mreže.
Grčka predstavlja još jednu ključnu tržišnu transformaciju. Energetski miks zemlje već se sastoji od čak 58,96% obnovljivih izvora, što je među najvećim udelima u regionu. Međutim, proizvodnja iz hidroelektrana pala je za 57,38% tokom aprila usled slabih padavina, pokazujući koliko regionalno balansiranje i dalje zavisi od vremenskih uslova. Kako se ubrzava gašenje uglja, a ekonomika gasa ostaje volatilna, baterijski sistemi sve više postaju jedini skalabilni mehanizam fleksibilnosti sposoban da stabilizuje buduće energetske sisteme sa visokim udelom obnovljivih izvora.
Za Srbiju su implikacije posebno važne, jer zemlja ulazi u prvi veliki talas razvoja komunalnih obnovljivih projekata, dok istovremeno ostaje strukturno zavisna od uglja. Ugalj i lignit činili su čak 52,49% proizvodnog miksa Srbije u aprilu, dok su obnovljivi izvori učestvovali sa svega 6,47%. To znači da Srbija još nije u potpunosti iskusila pritiske zasićenja obnovljivim izvorima koji su već vidljivi u drugim delovima Evrope. Međutim, predstojeća izgradnja vetroparkova i solarnih elektrana verovatno će ubrzati ove procese mnogo brže nego što postojeće tržišne strukture trenutno predviđaju.
Finansijske posledice postaju sve značajnije za banke i investitore. Merchant solarni projekti bez skladištenja energije ili fleksibilnih offtake aranžmana uskoro bi mogli da se suoče sa:
- nižim ostvarivim cenama,
- većom izloženošću ograničenju proizvodnje,
- slabijom stabilnošću DSCR pokazatelja,
- i rastućim rizikom refinansiranja.
To već primorava banke i infrastrukturne fondove da revidiraju dugoročne pretpostavke o cenama električne energije za obnovljive projekte u Jugoistočnoj Evropi. Buduće određivanje nivoa duga sve više zavisi ne samo od prosečnih baznih prognoza, već i od:
- modelovanja cena po satima,
- integracije baterijskih sistema,
- hibridnih struktura projekata,
- i kvaliteta industrijskih PPA ugovora.
I korporativni PPA ugovori ubrzano evoluiraju. Industrijski potrošači sve više traže strukture koje ih štite ne samo od visokih cena, već i od volatilnosti i troškova neuravnoteženosti sistema. Fiksni solarni PPA modeli postaju manje atraktivni od fleksibilnih portfolija koji kombinuju:
- vetroenergiju,
- solarnu energiju,
- hidroenergiju,
- baterijska skladišta,
- i prekogranične kapacitete za balansiranje.
Ova tranzicija mogla bi postati posebno važna u okviru mehanizma CBAM, gde izvoznici sa velikom potrošnjom električne energije sve više zahtevaju stabilno i proverljivo snabdevanje niskougljeničnom energijom radi podrške strategijama smanjenja ugrađenih emisija i očuvanja konkurentnosti na tržištu Evropske unije.
Kontinuirana strukturna cenovna premija u Italiji dodatno naglašava značaj regionalne fleksibilnosti. Uprkos širokom padu cena širom regiona, Italija je u aprilu i dalje beležila prosečnu cenu od 119,47 €/MWh, znatno višu od susednih tržišta Jugoistočne Evrope. Taj raspon odražava kontinuiranu zavisnost Italije od gasnih elektrana kao marginalnog izvora proizvodnje i od uvoza energije, stvarajući rastuće mogućnosti za balkanske izvoznike koji mogu da isporuče fleksibilnu niskougljeničnu električnu energiju prema tržištima povezanim preko Jadrana.
Kao rezultat toga, Jugoistočna Evropa ubrzano ulazi u mnogo kompleksnije tržišno okruženje električne energije, u kojem se vrednost sve više pomera sa same proizvodnje megavat-sati ka fleksibilnosti, dispečabilnosti, sposobnosti balansiranja i vremenskoj optimizaciji isporuke energije.
Podaci iz aprila 2026. godine sugerišu da je region sada ušao u ranu fazu iste strukturne tranzicije koja već preoblikuje tržišta električne energije Zapadne Evrope. Pobednici narednog investicionog ciklusa verovatno neće biti projekti koji samo proizvode obnovljivu energiju. Sve više će vrednost pripadati onim postrojenjima i sistemima koji mogu da kontrolišu kada se električna energija isporučuje, kako se upravlja volatilnošću i na koji način se monetizuje fleksibilno balansiranje unutar međusobno povezanih regionalnih energetskih sistema.
