Dan-unapred tržišta električne energije u Jugoistočnoj Evropi naglo su porasla za isporuku 13. maja, pri čemu su regionalne cene gurane naviše kombinacijom kolapsa uvoza iz CORE evropskih tržišta, zaoštravanja prekograničnih razlika u cenama i jačeg pritiska u večernjem balansiranju. Mađarski HUPX porastao je na 136,54 €/MWh, dok je rumunski OPCOM dostigao 137,18 €/MWh, što predstavlja najviši regionalni referentni nivo među posmatranim SEE berzama. Srpski SEEPEX ostao je relativno izolovan na 110,80 €/MWh, nastavljajući diskont u odnosu na Mađarsku i Rumuniju.
Tržišna struktura sve više pokazuje obrazac regionalnog decoupling-a. Uvoz u širi SEE i mađarski region pao je dramatično na samo 220 MW neto, što je više od 2 GW manje na dnevnom nivou, dok je uvoz iz CORE zone (Austrija i Slovačka) takođe naglo opao. Ovo sužavanje prekogranične dostupnosti materijalno je smanjilo arbitražni pritisak iz Zapadne i Centralne Evrope. Istovremeno, spread između Mađarske i Nemačke ostao je povišen na oko 23 €/MWh, održavajući podsticaje za i dalje istočno usmerenu cenovnu podršku.
Fundamenti proizvodnje pokazuju da se sistem vraća u uslove balansiranja podržane vetrom, nakon nekoliko solarno-intenzivnih trgovinskih sesija ranije tokom nedelje. Regionalna proizvodnja iz vetra porasla je za više od 1,2 GW dnevno na 3,37 GW, delimično kompenzujući pad gasne proizvodnje i smanjenu solarnu generaciju. Solarni output pao je za skoro 700 MW, dok je gasna proizvodnja smanjena za približno 576 MW, što sugeriše da termo operatori sve više smanjuju dnevnu izloženost u uslovima volatilnih intraday cena.
Hidro uslovi ostaju strukturno podržavajući, ali ne dominantni. Hidro proizvodnja čini oko 23% regionalnog proizvodnog miksa, dok ugalj učestvuje sa 15%, a gas sa 12%. Nuklearna energija održava stabilan doprinos od oko 2,8 GW. Balansni zaključak postaje jasan: SEE tržišta funkcionišu u tranzicionom režimu gde volatilnost vetra, a ne solarni višak, postaje dominantni kratkoročni cenovni faktor tokom prelaznih sati i večernjih rampova.
Cenovno ponašanje Srbije ostaje značajno. Uprkos jačim regionalnim benchmark vrednostima, SEEPEX je porastao samo marginalno za 0,2 €/MWh na dnevnom nivou. Ovo odražava nastavak lokalne balansne stabilnosti, relativno otpornu domaću proizvodnu poziciju i slabiju izloženost širem centralnoevropskom volatilitetu. Ipak, Srbija ostaje strukturno pod uticajem mađarske formacije cena kroz regionalne tokove i prekograničnu kongestiju. Komercijalni tokovi i dalje pokazuju izražen uvozno-izvozni pritisak oko Mađarske i Rumunije, dok Srbija održava aktivnu balansnu razmenu sa Bosnom, Hrvatskom i Mađarskom.
Intraday krive cena takođe pokazuju prepoznatljiv obrazac u regionu. Solarni pritisak tokom podneva i dalje stvara niže cenovne sate između približno H13–H16, dok je večernji „ramp” značajno ojačao ka H21–H24 na berzama HUPX, OPCOM i CROPEX. Rumunija je ponovo zabeležila najjače večernje pikove, sa satnim cenama koje su se približile 290 €/MWh, što ukazuje na i dalje prisutan deficit fleksibilnosti u regionalnoj balansnoj strukturi.
Forward tržišta su blago oslabila uprkos jačim spot cenama. Mađarski Week-21 ugovori pali su na oko 124,5 €/MWh, dok su jun i Calendar-2026 ugovori takođe blago kliznuli nadole. Istovremeno, gasna tržišta nastavljaju slabljenje, pri čemu su austrijski CEGH June ugovori pali ka 21,5 €/MWh, što sugeriše da trenutna spot snaga dolazi više iz kratkoročnog balansiranja i kompresije uvoza nego iz strukturnog rasta troškova goriva. EUA karbonski sertifikati ostaju relativno stabilni oko 75,8 €/t, održavajući pritisak na ekonomiku proizvodnje iz uglja širom regiona.
Šira strukturna slika SEE sve više ukazuje na tržište koje ulazi u volatilniju letnju tranzicionu fazu. Volatilnost vetra, izloženost negativnim cenama tokom solarnih sati, smanjena fleksibilnost termo jedinica i zaoštravanje interkonekcione ekonomike počinju da preoblikuju regionalno dispatch ponašanje. Ova dinamika postaje posebno važna pred prvu punu letnju sezonu nakon uvođenja mehanizama negativnih cena u delu SEE trgovinske arhitekture, uključujući i evoluirajući regulatorni okvir Srbije.
Nekoliko strateških infrastrukturnih projekata najavljenih u regionu dodatno potvrđuje ovaj trend. Crna Gora je unapredila projekat vetroelektrane Momce od 64,8 MW, kao i novo partnerstvo između EPCG i japanske kompanije PowerX koje cilja oko 500 MWh kapaciteta baterijskog skladištenja. Mađarski E.ON je istovremeno završio program modernizacije mreže vredan 322 miliona €, snažno fokusiran na integraciju obnovljivih izvora. Rumunija paralelno ubrzava PPA-driven obnovljive projekte i gasne podsticaje povezane sa budućom proizvodnjom iz Crnog mora.
Za trgovce i komunalna preduzeća, trenutna tržišna konfiguracija sve više nagrađuje fleksibilnost, a ne samo baznu proizvodnju. Projekti BESS, brza hidro fleksibilnost, interkonekciona opcionalnost i sofisticirana intraday optimizacija postaju ključni izvori prihoda. Rastuća divergencija između podnevnih i večernjih cena ukazuje da će upravljanje rizikom capture price-a postati materijalno važnije za operatere obnovljivih izvora širom SEE tokom ostatka 2026. godine.
