Elektroenergetska tržišta Jugoistočne Evrope poslala su još jedan jasan signal da region ulazi u novo tržišno okruženje u kojem solarna volatilnost, fleksibilnost i kapacitet infrastrukture postaju glavni pokretači vrednosti. Vikend potrošnja, u kombinaciji sa snažnom proizvodnjom iz fotonaponskih elektrana, dovela je do značajnog pada cena električne energije za isporuku u nedelju, dok je rast cena narednog dana pokazao da je pad bio prvenstveno posledica privremenog smanjenja potrošnje i viška obnovljive proizvodnje, a ne strukturne promene tržišnih osnova.
U nedelju je SEEPEX ostvario cenu od 72,62 €/MWh za bazno opterećenje i 37,61 €/MWh za vršne sate, uz trgovani obim od 14.547,4 MWh. Regionalne cene ostale su relativno usklađene, pri čemu su Rumunija, Bugarska i Grčka imale prosečne vrednosti blizu 80 €/MWh, Mađarska oko 81 €/MWh, Hrvatska 82,27 €/MWh, a Slovenija približno 84 €/MWh.
Međutim, dnevni proseci skrivali su mnogo izraženiji unutardnevni obrazac kretanja cena. Na tržištima Bugarske, Grčke, Mađarske, Rumunije, Hrvatske i Slovenije, cene električne energije pale su blizu 0 €/MWh između 10 i 15 časova usled maksimalne proizvodnje solarnih elektrana, pre nego što su tokom večernjih sati porasle prema 145 €/MWh, kada je proizvodnja iz fotonaponskih sistema nestala, a potražnja ostala visoka. Dobijeni raspon od gotovo 145 €/MWh pokazuje rastuću vrednost baterijskog skladištenja, fleksibilne hidroenergije, termo kapaciteta i raspoloživosti prekograničnih prenosnih kapaciteta.
Tržišna struktura se sve više udaljava od tradicionalne ekonomike bazne proizvodnje. Najvredniji postaju oni kapaciteti koji mogu da pomere električnu energiju kroz vreme – odnosno da apsorbuju višak obnovljive proizvodnje tokom perioda niskih cena i isporuče energiju u satima visoke potražnje.
Srbija je trgovala sa diskontom u odnosu na susedna tržišta povezana sa tržištem Evropske unije, pri čemu su cene na SEEPEX-u bile oko 7–11 €/MWh niže. Niži nivo cena bio je posledica povoljnih domaćih uslova snabdevanja i regionalnog viška solarne energije tokom perioda niske nedeljne potrošnje. U trenutku objavljivanja podataka nisu bili dostupni kompletni usklađeni podaci o fizičkim tokovima svih regionalnih operatora prenosnog sistema, zbog čega detaljna analiza bilateralnih tokova nije uključena.
Slabost cena bila je kratkotrajnog karaktera. Za isporuku u ponedeljak, SEEPEX je objavio baznu cenu od 97,53 €/MWh, što predstavlja rast od gotovo 34% u odnosu na nedelju, dok su vršne cene dostigle 78,83 €/MWh, a trgovani obim povećan je na 15.746,3 MWh. Oporavak potvrđuje da je vikend pad cena prvenstveno bio posledica kalendarskog efekta i profila obnovljive proizvodnje, a ne slabijih fundamentalnih pokazatelja srpskog tržišta.
Za proizvođače obnovljive energije, ova kriva cena predstavlja još jedno upozorenje da godišnje prosečne cene električne energije postaju sve manje pouzdan pokazatelj profitabilnosti projekata. Komercijalni solarni projekti sada moraju uzeti u obzir periode nultih cena, rizik od ograničenja proizvodnje, izloženost troškovima debalansa i pad cena tokom perioda visoke dnevne proizvodnje. Baterijski projekti mogu imati koristi od velikih razlika u cenama, ali njihov poslovni uspeh zavisi od ograničenja broja ciklusa, upravljanja degradacijom, učešća na tržištu balansiranja i mogućnosti ostvarivanja prihoda iz više tržišnih segmenata.
Cene gasa se smiruju, ali regionalna elektroenergetska tržišta ostaju izložena rizicima
Evropske cene gasa završile su nedelju na nivou od 48,80 €/MWh 10. jula, što predstavlja dnevni pad od 2,91%, ali su i dalje bile oko 37% više na godišnjem nivou. Ranije tokom nedelje cene su porasle za više od 12% zbog novih geopolitičkih zabrinutosti povezanih sa tenzijama između SAD i Irana i mogućim rizicima za tokove LNG-a kroz Ormuski moreuz.
Cena sirove nafte Brent završila je nedelju na 76,01 dolara po barelu, uz blagi pad u petak, ali sa rastom od oko 5,5% tokom nedelje. Iako su LNG brodovi nastavili prolazak kroz Ormuski moreuz, smanjena aktivnost pomorskog saobraćaja zadržala je geopolitičku premiju rizika. Zbog toga gasne elektrane u tržištima poput Grčke i Rumunije ostaju izložene promenama cena goriva čak i tokom perioda slabije potražnje za električnom energijom.
Grčka postaje sve značajnije regionalno gasno čvorište. Ukupna potrošnja gasa u Grčkoj dostigla je 43,09 TWh tokom prve polovine 2026. godine, što predstavlja rast od 15,06% na godišnjem nivou, dok je izvoz gotovo utrostručen na 8,72 TWh sa prethodnih 2,86 TWh. Domaća potrošnja ostala je relativno stabilna na nivou od 34,37 TWh.
LNG terminal Revithoussa obezbedio je 18,61 TWh, odnosno oko 43% ukupnih ulaznih količina gasa, dok su tokovi kroz Aleksandrupolis FSRU povećani više od tri puta na 3,46 TWh. Ovi podaci pokazuju da grčka LNG infrastruktura sve više podržava susedna tržišta, posebno Bugarsku i zemlje severnije od nje.
Ipak, ekonomika gasnih elektrana ostaje osetljiva na dostupnost LNG-a, troškove transporta, tarife prenosa i geopolitičke događaje.
Vertikalni gasni koridor prelazi ka komercijalnoj fazi
Očekuje se da će uloga Bugarske u regionalnoj energetskoj sigurnosti dodatno ojačati kako se infrastrukturni projekti u okviru Vertikalnog gasnog koridora približavaju završetku. Kompanija Bulgartransgaz očekuje da će ključne deonice sistema biti završene do 1. oktobra 2026. godine, nakon čega će dodatni kapaciteti biti ponuđeni kroz godišnje aukcije.
Oko 80% cevovodne deonice Kulata–Kresna dužine 48 km već je zavarena i položena. Planirano proširenje pravca Rupča–Vetrino trebalo bi da poveća kapacitet prenosa prema severu i podrži širi koridor koji povezuje Grčku, Bugarsku, Rumuniju, Mađarsku, Slovačku, Moldaviju i Ukrajinu.
Koridor sada prelazi iz faze strateškog planiranja u fazu komercijalnog korišćenja. Njegov uspeh zavisiće od dugoročnih rezervacija kapaciteta, konkurentnih tarifa i stvarne tržišne potražnje. Za proizvođače električne energije i industrijske potrošače on donosi veću fleksibilnost snabdevanja, dok će za infrastrukturne investitore ugovoreni kapaciteti određivati sigurnost prihoda.
GEN-I širi regionalnu strategiju baterijskog skladištenja
Slovenačka energetska kompanija i trgovac GEN-I pozicionira se kao jedan od vodećih operatora skladištenja energije u Jugoistočnoj Evropi, sa ciljem upravljanja sa približno 800 MW baterijskih kapaciteta do kraja 2026. godine.
U Rumuniji je kompanija GEN-I Sonce potpisala ugovor po principu “ključ u ruke” sa kompanijom Waldevar Energy za trafostanicu od 110 kV, 63 MVA i infrastrukturu priključenja na mrežu koja podržava planirani baterijski sistem od 55 MW / 225 MWh. Waldevar će obezbediti projektovanje, nabavku opreme, izgradnju, testiranje i puštanje u rad.
GEN-I je dodatno proširio bugarski portfolio kupovinom projekata baterijskog skladištenja Belovo, Momčilgrad i Parvomaj 1, ukupnog kapaciteta 30 MW / 76 MWh. Zajedno sa baterijskim sistemom Kidričevo u Sloveniji kapaciteta 12 MW / 24 MWh, kompanija sada poseduje oko 42 MW / 100 MWh skladišnih kapaciteta i planira nova preuzimanja.
Strateška prednost GEN-I modela nalazi se u kombinaciji vlasništva nad imovinom, pristupa tržištu, agregacije i trgovine električnom energijom. To omogućava baterijama učešće na dnevnom, unutardnevnom i balansnom tržištu, umesto oslanjanja samo na jednostavnu arbitražu cenovnih razlika.
Rumunija ubrzava razvoj hibridnih obnovljivih projekata
Rumunija ulazi u novu fazu razvoja obnovljive energije, u kojoj se više projekata koji kombinuju solarnu proizvodnju i baterijsko skladištenje približava fazi puštanja u rad.
Kompanija MORE, obnovljiva energetska filijala grčke kompanije Motor Oil Hellas, pustila je u probni rad hibridni projekat Stalpu 2 u okrugu Buzau. Postrojenje kombinuje 63 MW solarne snage sa baterijskim sistemom od 10 MW / 21 MWh i očekuje se da će proizvoditi oko 76 GWh godišnje.
Kompanija je takođe započela probni rad obližnjeg projekta Stalpu 1, koji kombinuje 48 MW solarne energije sa baterijom od 8 MW / 16 MWh.
Ovi projekti pokazuju prelazak sa samostalnih fotonaponskih elektrana ka hibridnim obnovljivim postrojenjima koja treba da poboljšaju integraciju u mrežu, smanje izloženost cenovnim rizicima i omoguće veću kontrolu isporuke električne energije.
Faza puštanja u rad biće ključna za potvrdu performansi baterija, usklađenosti sa mrežnim pravilima, odziva na zahteve sistema, raspoloživog kapaciteta i integracije između solarne proizvodnje, sistema upravljanja baterijama, SCADA sistema i merne infrastrukture.
Grčko jačanje mreže podržava razvoj obnovljivih izvora
Grčki operator prenosnog sistema IPTO završio je poslednju fazu projekta povezivanja Kiklada, kojim su ostrva Santorini, Folegandros, Milos i Serifos direktno povezana sa kopnenim elektroenergetskim sistemom preko Atike.
Ukupna vrednost programa iznosi oko 825 miliona evra, uključujući završnu fazu vrednu 385,7 miliona evra, koja je obuhvatila 294 km podmorskih i podzemnih kablova naponskog nivoa 150 kV i četiri digitalne trafostanice.
Projekat smanjuje zavisnost od skupe proizvodnje električne energije na bazi dizel goriva na ostrvima i stvara dodatni prostor za razvoj obnovljivih izvora. Nedavno povećanje kapitala IPTO-a od 1 milijarde evra dodatno jača sposobnost kompanije da finansira buduće mrežne projekte.
Ovaj projekat pokazuje širu regionalnu realnost: rast obnovljive proizvodnje zahteva jednako ambiciozna ulaganja u prenosnu infrastrukturu.
Slovenija proširuje tržišta balansiranja i distribuiranu solarnu proizvodnju
Slovenački operator prenosnog sistema ELES priključio se evropskoj platformi PICASSO za automatsku obnovu frekvencije 1. jula i priprema povezivanje sa platformom MARI za ručno balansiranje 15. jula.
Ovaj korak proširiće pristup tržištima balansiranja i omogućiti tehnologijama poput baterija, hidroelektrana i fleksibilne potrošnje da učestvuju u većem evropskom sistemu fleksibilnosti.
Istovremeno, 25 slovenačkih opština i javnih institucija završilo je izgradnju 87 solarnih instalacija ukupne snage veće od 6,3 MW, uz podršku baterijskog sistema od 232 kWh. Očekuje se godišnja proizvodnja od oko 6,6 GWh.
Iako je kapacitet skladištenja relativno mali, program stvara dragoceno iskustvo u oblasti nabavke, praćenja i upravljanja distribuiranim obnovljivim projektima.
Hrvatska stvara okvir za razvoj geotermalne energije i skladištenja ugljen-dioksida
Hrvatska razvija novi pravni okvir koji obuhvata ugljovodonike, geotermalnu energiju i geološko skladištenje ugljen-dioksida. Vlada je usvojila propise koji uvode nove modele tendera i omogućavaju prenamenu postojećih bušotina i proizvodnih polja za geotermalne projekte i skladištenje CO₂.
Ovaj okvir može poboljšati ekonomsku vrednost postojeće naftne i gasne infrastrukture pretvaranjem bušotina, geoloških podataka i postrojenja u nove energetske kapacitete.
Komercijalni uspeh zavisiće od performansi ležišta, troškova bušenja, procedura izdavanja dozvola i dostupnosti dugoročnih ugovora za geotermalnu toplotu, proizvodnju električne energije ili skladištenje ugljen-dioksida.
Regionalni pogled: Fleksibilnost postaje ključna investiciona tema
Najnoviji razvoj događaja na tržištima Jugoistočne Evrope potvrđuje jednu centralnu poruku: buduća vrednost elektroenergetske infrastrukture sve više će dolaziti iz fleksibilnosti sistema.
Rast solarne energije stvara veće unutardnevne razlike u cenama, dok skladištenje energije, modernizacija mreže, tržišta balansiranja i hibridni obnovljivi projekti postaju ključni elementi pouzdanog elektroenergetskog sistema.
Region se kreće ka tržištu u kojem se električna energija više ne vrednuje samo prema količini proizvedene energije, već prema tome kada je dostupna, koliko brzo može da odgovori na promene i koliko uspešno može biti integrisana u složeniji sistem zasnovan na obnovljivim izvorima.
