Dan unapred tržišta električne energije širom Jugoistočne Evrope snažno su porasla za isporuku 22. maja 2026. godine, pri čemu je većina regionalnih čvorišta zabeležila snažan oporavak nakon slabijeg cenovnog okruženja pod uticajem solarne proizvodnje ranije tokom nedelje. Pokret je bio vođen pogoršanjem balansa u proizvodnji iz obnovljivih izvora energije, rastom zavisnosti od uvoza i širenjem večernjih premija nestašice širom Centralne i Istočne Evrope.
Mađarski HUPX zatvorio je trgovanje na nivou od 116,02 €/MWh, što predstavlja rast od 9,3% na dnevnom nivou, ponovo uspostavljajući status najskupljeg velikog tržišta u regionu. Rumunski OPCOM sledio je sa 111,89 €/MWh, dok je hrvatski CROPEX iznosio 110,08 €/MWh, a slovenački BSP 109,28 €/MWh. Bugarski IBEX dostigao je 103,82 €/MWh, dok je grčki HENEX ostao strukturno niži na 92,38 €/MWh zbog snažnijeg domaćeg balansiranja iz obnovljivih izvora i manjeg pritiska termalne marginalne proizvodnje. Srpski SEEPEX ostao je značajno diskontiran na 68,60 €/MWh, dok je crnogorski BELEN pao još niže na 59,73 €/MWh, što predstavlja najniži regionalni referentni nivo.
Regionalni oporavak cena bio je pre svega izazvan naglim pogoršanjem uslova proizvodnje iz obnovljivih izvora energije. Ukupna solarna proizvodnja u Jugoistočnoj Evropi pala je za 1.012 MW na dnevnom nivou na 5.302 MW, dok je proizvodnja vetra smanjena za dodatnih 575 MW na 3.662 MW. Ukupni gubici iz obnovljivih izvora premašili su 1,5 GW, što je značajno zaoštrilo unutardnevni bilans i prinudilo veće uključivanje termo kapaciteta i prekograničnog uvoza.
Pad proizvodnje iz obnovljivih izvora poklopio se sa rastom regionalne potrošnje, koja je porasla za 559 MW na 28.246 MW, dok su neto uvozi skočili za 1.570 MW na 1.193 MW na dnevnom nivou. Ključni uvozi iz Austrije i Slovačke ka mađarsko–SEE koridoru porasli su za 976 MW, što pokazuje obnovljenu zavisnost od sever–jug tokova električne energije.
Jedan od najočiglednijih tržišnih signala bio je širenje spread-a Mađarska–Nemačka, koji je skočio na 9,67 €/MWh, odražavajući zatezanje fundamentalnih uslova u Centralnoj Evropi i jačanje ekonomike uvoza ka SEE regionu. Ovaj spread je ranije tokom nedelje bio u negativnoj zoni, što naglašava koliko brzo su se regionalni uslovi promenili nakon slabljenja solarne proizvodnje.
Struktura proizvodnje u regionu takođe se značajno promenila. Proizvodnja iz gasnih elektrana porasla je za 471 MW na 3.109 MW, potvrđujući da gasne jedinice ponovo postaju marginalni balansni resurs tokom večernjih sati. Proizvodnja iz uglja ostala je povišena na 4.694 MW, dok je hidro proizvodnja bila relativno stabilna na 6.824 MW, ali nedovoljna da kompenzuje pad obnovljivih izvora. Nuklearna proizvodnja ostala je stabilna na oko 3.076 MW.
Unutardnevne cenovne krive pokazuju sve izraženije večernje pikove širom regiona. Mađarska je zabeležila maksimalnu dnevnu cenu od 226,8 €/MWh, Rumunija 207,1 €/MWh, Hrvatska 192,9 €/MWh, a Grčka 166,4 €/MWh, pri čemu su većina tržišta dostigla vrhunac tokom sati 21–22, kada solarna proizvodnja pada nakon zalaska sunca, dok potrošnja ostaje visoka. Istovremeno, minimalne dnevne cene tokom solarnih sati ponovo su se približile nuli, pri čemu su Slovenija i Grčka beležile gotovo nulte ili negativne unutardnevne cene.
Ova rastuća divergencija između dnevnih i večernjih cena dodatno jača ekonomski slučaj za baterijske sisteme za skladištenje energije (BESS) širom SEE tržišta. Širenje razlike između gotovo nultih solarnih sati i večernjih vrhova zasnovanih na nestašici sve više podržava merchant arbitražne modele, posebno u Mađarskoj, Rumuniji, Bugarskoj i Hrvatskoj gde je večernja volatilnost balansiranja strukturno povišena.
Srbija je nastavila da trguje značajno ispod susednih EU tržišta, pri čemu je SEEPEX u proseku iznosio samo 68,60 €/MWh, gotovo 47 €/MWh ispod HUPX-a. Ovaj diskont odražava relativno izolovanu strukturu cena u Srbiji, značajno oslanjanje na domaću proizvodnju iz uglja i slabiju integraciju u šire EU balansne tokove. Međutim, ovaj diskont istovremeno sve više naglašava dugoročni investicioni pritisak u vezi sa modernizacijom srpske proizvodnje, fleksibilnim kapacitetima i evolucijom tržišta električne energije u okviru CBAM mehanizma.
Prekogranični komercijalni tokovi pokazali su nastavak strukturalne izvozne orijentacije iz Rumunije ka Mađarskoj i Srbiji, dok je Grčka ostala značajan uvoznik. Rumunija je izvozila približno 752 MW ka Mađarskoj u proseku, dok je Mađarska izvozila oko 472 MW ka Hrvatskoj i 857 MW ka Austriji u baznom režimu. Ovi obrasci potvrđuju ulogu Mađarske kao primarnog balansnog i tranzitnog čvorišta između Centralne Evrope i Jugoistočne Evrope.
Fjučers tržišta ostala su relativno stabilna uprkos spot rastu. Mađarski nedeljni ugovori trgovali su se oko 96,50 €/MWh, dok su junski bazni forward ugovori bili oko 103,50 €/MWh. EUA karbonske dozvole porasle su blago na oko 74,93 €/t, dok su austrijske CEGH cene gasa blago pale na oko 50,88 €/MWh. Ova ograničena kretanja na forward tržištu sugerišu da trgovci i dalje vide trenutnu volatilnost pre kao posledicu vremena i obnovljivih izvora, nego kao duboku strukturnu promenu.
Hidrološki uslovi i dalje pružaju delimičnu podršku regionalnim hidro sistemima. Protok Dunava ostao je oko 6.757 m³/s, iznad istorijskih proseka, što pomaže stabilizaciji hidro proizvodnje širom Rumunije i šireg balkanskog sistema. Ipak, hidro energija sama po sebi nije dovoljna da nadoknadi sve izraženiju volatilnost solarne i vetro proizvodnje tokom naglih vremenskih promena.
Širi regionalni kontekst nastavlja da se pomera ka dubljoj infrastrukturnoj i sistemskoj transformaciji. Rumunija je unapredila investicioni zamah u obnovljive izvore kroz Hidroelectrica ugovor o rekonstrukciji vredan 188,5 miliona € za hidroelektranu Raul Mare Retezat (335 MW), kao i kroz napore Rezolv Energy da obezbedi podršku EBRD-a za novi vetro projekat od 315 MW u okrugu Konstanca.
U Srbiji je Srbijagas proširio državni program gasifikacije u Leskovcu, povećavajući vrednost projekta na 86,8 miliona € bez PDV-a, čime se dodatno potvrđuje strateška uloga gasne infrastrukture u okviru srpskog sistema balansiranja i industrijske dekarbonizacije.
U međuvremenu, zatvaranje jednog proizvodnog bloka u bugarskoj termoelektrani TPP Bobov Dol zbog ekoloških prekršaja dodatno ilustruje rastući regulatorni pritisak na stare lignitne kapacitete širom Jugoistočne Evrope. Takve intervencije verovatno će dodatno smanjivati raspoložive rezervne margine u regionu u narednim godinama, posebno tokom perioda slabije proizvodnje iz obnovljivih izvora.
Trenutna tržišna struktura sve više liči na fazu tranzicije već viđenu u zapadnoevropskim elektroenergetskim sistemima: snažna kompresija cena tokom solarnih sati, uz izražene večernje pikove balansiranja, rastuću zavisnost od fleksibilnog gasa, jače sever–jug prekogranične tokove i sve veću vrednost skladištenja i brzoreagujućih fleksibilnih kapaciteta. Širom SEE tržišta, ove dinamike postepeno preoblikuju investicionu ekonomiku obnovljivih izvora, skladištenja energije, gasnog balansiranja, kao i strategije prekogranične trgovine.
