Tržište električne energije jugoistočne Evrope ušlo je u novu strukturnu fazu tokom 21. kalendarske nedelje (CW21), jer su volatilnost obnovljivih izvora, rizik negativnih cena, pritisci prekograničnog balansiranja i ograničenja prenosne mreže sve više zamenili tradicionalnu termoenergetsku proizvodnju kao glavne pokretače regionalnog formiranja cena električne energije.
Tržišni signali koji dolaze iz Srbije, Rumunije, Mađarske, Bugarske, Hrvatske i Grčke ukazuju da jugoistočna Evropa više ne funkcioniše kao konvencionalni elektroenergetski sistem zasnovan na uglju i hidroenergiji. Umesto toga, region se ubrzano transformiše u veoma vremenski osetljivo trgovačko okruženje u kojem proizvodnja iz vetra, solarna proizvodnja, dostupnost interkonekcija i fleksibilnost balansiranja sve više određuju dinamiku cena na tržištu.
Brzina ove tranzicije postala je vidljiva kroz nagli preokret regionalnih cena električne energije između 19. i 21. nedelje.
Tokom 19. nedelje regionalne cene porasle su iznad 100 evra po megavat-satu na gotovo svim glavnim tržištima jugoistočne Evrope, jer je proizvodnja iz vetra oslabila, povećana je proizvodnja iz termoelektrana, a marginalno određivanje cena povezano sa gasom ponovo je došlo do izražaja. Italija je zabeležila prosečnu nedeljnu baznu cenu od 131,47 €/MWh, dok je Rumunija dostigla 123,34 €/MWh, Mađarska 122,62 €/MWh, Hrvatska 117,37 €/MWh, Bugarska 111,41 €/MWh, Srbija 111,36 €/MWh, a Grčka 106,30 €/MWh.
Srbija je zabeležila jedno od najvećih povećanja, pri čemu su prosečne nedeljne cene porasle za približno 29,25%, što pokazuje koliko je regionalno tržište postalo osetljivo na nestabilnost obnovljivih izvora i prekogranične balansne tokove.
Međutim, samo nekoliko dana kasnije tržište je doživelo snažan preokret.
Do 20. maja 2026. godine proizvodnja iz obnovljivih izvora oporavila se širom velikog dela jugoistočne Evrope, temperature su porasle, a regionalne spot cene značajno su pale. Brzina ove korekcije pokazala je da tržišta električne energije jugoistočne Evrope sve više funkcionišu kao kratkoročni sistemi balansiranja, a ne kao stabilna termoenergetska tržišta.
Tranzicija je postala još vidljivija kroz volatilnost proizvodnje iz vetra.
Dana 18. maja, regionalne cene električne energije ponovo su naglo porasle nakon kolapsa proizvodnje vetroenergije u delovima centralne i jugoistočne Evrope. Mađarski bazni fjučersi za 21. nedelju trgovani su blizu 118,5 €/MWh, dok su ugovori za jun 2026. ostali iznad 113 €/MWh, uprkos kratkoročnoj slabosti spot tržišta.
Ova divergencija između spot i terminskih cena sve više otkriva glavnu zabrinutost tržišta: trgovci i dalje u cene ugrađuju dugoročnu strukturnu zategnutost tržišta čak i tokom privremenih perioda viška obnovljive energije.
Tržište ugljenika dodatno je ojačalo ovu dinamiku.
Cene emisijskih dozvola Evropske unije stabilizovale su se blizu 75,6 €/tCO₂, nastavljajući da povećavaju troškove termoenergetske proizvodnje na tržištima jugoistočne Evrope koja se i dalje oslanjaju na ugalj. Kako pritisak EU ETS sistema bude dodatno rastao tokom druge polovine decenije, određivanje cena ugljenika sve više će postajati sastavni deo elektroenergetske strukture cena u Srbiji, Bosni i Hercegovini, Severnoj Makedoniji i delovima Rumunije i Bugarske koji su i dalje zavisni od proizvodnje iz uglja.
Jedan od najvažnijih događaja tokom CW21 bilo je pojavljivanje logike negativnih cena unutar jugoistočne Evrope.
Negativne cene i gotovo nulte unutardnevne cene više nisu izolovan fenomen Zapadne Evrope. One sve više postaju deo same balkanske tržišne strukture.
Podaci iz 20. nedelje pokazali su da su cene električne energije u Srbiji pale za približno 12,5% na nedeljnom nivou usled poboljšane proizvodnje iz obnovljivih izvora. Proizvodnja iz vetra snažno je porasla sa prethodnih minimuma, dok je proizvodnja hidroenergije istovremeno pala za gotovo 50%, što je primoralo zemlju da poveća neto uvoz za više od 251% na nedeljnom nivou.
Ova kombinacija oslikava novi strukturni paradoks sa kojim se suočavaju elektroenergetski sistemi jugoistočne Evrope.
Obilje obnovljive energije može privremeno oboriti cene i stvoriti uslove prekomerne ponude, dok istovremeno slab hidrološki učinak ili nagli pad obnovljive proizvodnje mogu region izložiti balansnoj nesigurnosti i zavisnosti od uvoza.
Ovakva volatilnost sve više pretvara baterijsko skladištenje energije iz opcione tehnologije u stratešku nužnost.
Baterijski sistemi za skladištenje energije postali su jedna od dominantnih investicionih tema tokom CW21.
Širom jugoistočne Evrope projekti skladištenja energije sve više se razvijaju ne samo radi integracije obnovljivih izvora, već i kao trgovački i balansni kapaciteti sposobni da iskorišćavaju volatilnost, unutardnevne spreadove i događaje negativnih cena.
U Crnoj Gori je Elektroprivreda Crne Gore nastavila planiranje povezano sa približno 500 MWh kapaciteta baterijskog skladištenja, dok je rumunska kompanija Nofar Energy ubrzala planove za projekte skladištenja energije kapaciteta oko 860 MWh.
Ove brojke sve više pokazuju da skladištenje energije postaje zasebna investiciona klasa u jugoistočnoj Evropi.
Sledeće veliko tržišno ograničenje sada postaje sama elektroenergetska mreža.
CW21 je dodatno potvrdio da prenosna infrastruktura, a ne proizvodni kapaciteti, postaje glavno usko grlo energetske tranzicije jugoistočne Evrope.
Razvojni pipeline obnovljivih projekata širom Srbije, Rumunije, Bugarske, Hrvatske i Crne Gore sada raste brže od modernizacije prenosnih sistema. Investitori sve više smatraju zagušenja mreže i rizik od ograničavanja proizvodnje među najvažnijim faktorima bankabilnosti novih obnovljivih projekata.
Obim pipeline-a obnovljivih projekata jasno pokazuje razmere izazova.
Kineski proizvođač SANY Renewable Energy potvrdio je planove za početak izgradnje vetroparkova Alibunar 1 i 2 u Srbiji do kraja juna, dok je Elektroprivreda Crne Gore pokrenula probni rad vetroparka Gvozd snage 55 MW, za koji se očekuje godišnja proizvodnja od približno 150 GWh.
Rumunija je ostala najaktivnije tržište investicija u obnovljive izvore u regionu.
Kompanija DRI dobila je dozvolu za komercijalni rad svoje solarne elektrane Văcărești snage 126 MW u blizini Bukurešta, čime je dodatno potvrđena pozicija Rumunije kao vodećeg tržišta rasta solarne energije i skladištenja energije u jugoistočnoj Evropi.
Hidroenergija se takođe ponovo pojavila kao strateški balansni resurs.
Rumunska kompanija Hidroelectrica potpisala je ugovor vredan 188,5 miliona evra za rekonstrukciju hidroelektrane Râul Mare Retezat, čime je potvrđeno da fleksibilna hidroproizvodnja sve više predstavlja osnovu elektroenergetskih sistema sa velikim udelom obnovljivih izvora.
Prirodni gas ostaje skrivena premija rizika širom regiona.
Iako obnovljivi izvori sve više oblikuju kratkoročne spot cene, tržišta električne energije jugoistočne Evrope i dalje su strukturno povezana sa evropskim cenama gasa kroz marginalne troškove proizvodnje i potrebe balansiranja sistema.
Analiza Evropske komisije objavljena tokom CW21 upozorila je da postrusko evropsko tržište gasa postaje znatno volatilnije zbog zavisnosti od LNG-a i promenjenih veza između tržišta električne energije i gasa.
Za jugoistočnu Evropu to znači da čak i uz rast udela obnovljivih izvora, cenovni šokovi na tržištu gasa i dalje mogu brzo promeniti cene električne energije tokom perioda slabog vetra ili hidroproizvodnje.
Investicione implikacije su ogromne.
Procene regionalne dekarbonizacije i energetske tranzicije sada ukazuju da bi jugoistočnoj Evropi moglo biti potrebno između 50 i 80 milijardi evra ukupnih ulaganja u energetski sistem tokom ove decenije.
Taj kapital će se sve više koncentrisati u:
- prenosnu infrastrukturu
- baterijsko skladištenje energije
- proizvodnju iz obnovljivih izvora
- balansne kapacitete
- interkonekcije
- digitalne mrežne sisteme
- modernizaciju fleksibilne hidroenergije
Šira implikacija koja proizlazi iz CW21 postaje sve jasnija.
Tržište električne energije jugoistočne Evrope više ne prolazi kroz postepenu tranziciju ka obnovljivim izvorima.
Ono ulazi u potpuno drugačiji trgovački režim u kojem nestabilnost obnovljivih izvora, fleksibilnost balansiranja, prekogranični tokovi i ekonomika skladištenja energije sve više određuju formiranje cena, investicione prinose i dugoročnu energetsku bezbednost.
