Tržišta električne energije jugoistočne Evrope ušla su tokom 21. kalendarske nedelje (CW21) u strukturno potpuno drugačije trgovačko okruženje, jer su volatilnost obnovljivih izvora, prekogranični balansni tokovi i ograničenja prenosne mreže sve više zamenili konvencionalne troškove goriva kao glavne pokretače regionalnih cena električne energije.
Ponašanje tržišta zabeleženo u Srbiji, Mađarskoj, Rumuniji, Bugarskoj, Hrvatskoj, Grčkoj i Italiji potvrdilo je da jugoistočna Evropa više ne funkcioniše kao tradicionalni elektroenergetski sistem zasnovan na uglju i hidroenergiji. Umesto toga, region se ubrzano transformiše u vremenski osetljivo i visoko povezano balansno tržište, u kojem proizvodnja iz vetra, solarna energija, hidrološki uslovi i regionalni uvozni kapaciteti sada određuju kratkoročno formiranje cena.
Razmere volatilnosti postale su vidljive kroz nagli preokret između cena u 19. i 21. nedelji.
Tokom 19. nedelje tržišta električne energije širom jugoistočne Evrope ponovo su porasla iznad 100 €/MWh, jer je proizvodnja vetroenergije oslabila, povećano je angažovanje termoelektrana, a marginalno određivanje cena povezano sa gasom vratilo se na tržište.
Italija je zabeležila prosečnu baznu cenu od 131,47 €/MWh, ostajući najskuplje tržište u regionu. Rumunija je dostigla 123,34 €/MWh, Mađarska 122,62 €/MWh, Hrvatska 117,37 €/MWh, Bugarska 111,41 €/MWh, Srbija 111,36 €/MWh, dok je Grčka prosečno iznosila 106,30 €/MWh.
Srbija je zabeležila jedno od najsnažnijih povećanja, pri čemu su prosečne nedeljne cene porasle za približno 29,25%, što pokazuje koliko je tržište postalo izloženo nestabilnosti obnovljivih izvora i regionalnim balansnim uslovima.
Međutim, samo nekoliko dana kasnije tržište je doživelo snažan preokret.
Do 20. maja 2026. godine, cene električne energije širom jugoistočne Evrope značajno su pale nakon oporavka proizvodnje iz obnovljivih izvora i rasta temperatura širom većeg dela regiona. Ova brza korekcija pokazala je da proizvodnja iz obnovljivih izvora sve više postaje glavni kratkoročni faktor formiranja cena na tržištima jugoistočne Evrope.
Proizvodnja iz vetra pokazala se posebno presudnom.
Dana 18. maja, regionalne cene električne energije ponovo su naglo porasle nakon kolapsa proizvodnje vetroenergije u delovima centralne i jugoistočne Evrope. Ovaj događaj dodatno je potvrdio novu tržišnu realnost: čak i privremeni pad proizvodnje vetra može veoma brzo poremetiti regionalni odnos ponude i potražnje i izazvati nagle cenovne skokove.
Terminska tržišta pokazala su nastavak opreza.
Mađarski bazni fjučersi za 21. nedelju trgovani su blizu 118,5 €/MWh, dok su ugovori za jun 2026. ostali iznad 113 €/MWh, uprkos slabijim spot cenama kasnije tokom nedelje. Ova divergencija između spot i terminskih tržišta sve više ukazuje da trgovci i dalje očekuju strukturnu zategnutost tržišta i povišenu volatilnost tokom letnjeg perioda.
Tržište ugljenika takođe je ostalo ključna komponenta formiranja cena.
Cene emisijskih dozvola Evropske unije stabilizovale su se blizu 75,6 €/tCO₂, nastavljajući da vrše pritisak na ekonomiku proizvodnje električne energije iz uglja širom jugoistočne Evrope. Ovo je posebno značajno za Srbiju, Bugarsku, Rumuniju i Bosnu i Hercegovinu, gde termoenergetska proizvodnja i dalje ima ključnu balansnu ulogu tokom perioda slabe proizvodnje iz obnovljivih izvora.
Troškovi ugljenika zato postaju strukturno ugrađeni u formiranje cena električne energije jugoistočne Evrope.
Jedan od najvažnijih događaja tokom CW21 bio je nastavak pojavljivanja negativnih cenovnih dinamika širom regiona.
Negativne cene i gotovo nulte unutardnevne cene više nisu ograničene samo na Nemačku ili Zapadnu Evropu. Jugoistočna Evropa sve više počinje da doživljava iste obrasce viška obnovljive energije tokom perioda snažne solarne i vetro proizvodnje uz slabiju potražnju.
To predstavlja veliku strukturnu promenu za regionalne elektroenergetske kompanije, trgovce i developere projekata.
Srpsko tržište posebno jasno je pokazalo ovu tranziciju.
Podaci za 20. nedelju pokazali su da su cene električne energije u Srbiji pale za približno 12,5% na nedeljnom nivou usled poboljšane proizvodnje iz obnovljivih izvora, naročito vetroenergije. Istovremeno je proizvodnja hidroenergije pala za gotovo 50%, što je dovelo do rasta neto uvoza električne energije za više od 251% na nedeljnom nivou.
Ova kombinacija pokazuje sve nestabilniju balansnu strukturu regionalnog tržišta.
Obilje obnovljive energije može privremeno oboriti cene i stvoriti višak ponude, dok istovremena slabost hidroproizvodnje ili pad obnovljivih izvora može veoma brzo izložiti region balansnim deficitima i zavisnosti od uvoza.
Prekogranični tokovi zato postaju važniji nego ikada ranije.
Tržište električne energije jugoistočne Evrope sve više funkcioniše kao usko povezani balansni sistem u kojem formiranje cena u Srbiji, Mađarskoj, Rumuniji i Bugarskoj sada snažno zavisi od proizvodnje obnovljivih izvora u susednim državama, dostupnosti interkonekcija i regionalne ekonomike uvoza.
Uloga prirodnog gasa takođe ostaje važna uprkos rastućem udelu obnovljivih izvora.
Analiza Evropske komisije objavljena tokom CW21 upozorila je da evropski gasni sistem nakon Rusije postaje sve volatilniji zbog zavisnosti od LNG-a i promenjenih globalnih dinamika snabdevanja.
Za jugoistočnu Evropu to znači da proizvodnja iz gasnih elektrana i dalje određuje marginalne cene električne energije tokom perioda slabog vetra i niske hidroproizvodnje, posebno tokom večernjih balansnih sati i perioda oporavka termoenergetskog sistema.
Rezultat je tržišna struktura u kojoj nestabilnost obnovljivih izvora sve više određuje kratkoročnu volatilnost, dok gas i dalje utiče na marginalni cenovni rizik.
Hidroenergija ostaje još jedna ključna varijabla.
Vodostaji širom Balkana i dalje oblikuju fleksibilnost balansiranja, posebno u Rumuniji, Srbiji, Crnoj Gori i Bosni i Hercegovini. Međutim, sve nestabilnija hidrologija i manja fleksibilnost akumulacija smanjuju sposobnost sistema da ublaži nestabilnost obnovljivih izvora.
To je jedan od razloga zbog kojih se baterijsko skladištenje energije ubrzano pojavljuje kao sledeći veliki pokretač tržišta.
Baterijski projekti se sve više posmatraju ne samo kao podrška obnovljivim izvorima, već kao ključna trgovačka i balansna infrastruktura sposobna da monetizuje unutardnevnu volatilnost, balansne spreadove i događaje negativnih cena.
Njihova ekonomika postaje sve atraktivnija jer tržišta električne energije jugoistočne Evrope počinju da pokazuju iste karakteristike volatilnosti koje već omogućavaju snažne prinose baterijskih sistema u Nemačkoj i Ujedinjenom Kraljevstvu.
Ograničenja elektroenergetske mreže istovremeno postaju sve vidljivija.
Prenosna infrastruktura širom jugoistočne Evrope uglavnom je projektovana za centralizovanu proizvodnju iz uglja i hidroenergije, a ne za decentralizovanu ekspanziju obnovljivih izvora. Kako se solarni i vetro pipeline-ovi ubrzano šire, rizik od zagušenja mreže i ograničavanja proizvodnje postaje sve važniji faktor formiranja cena.
Ovo je posebno značajno u Srbiji, Rumuniji i Bugarskoj, gde se razvoj obnovljivih projekata odvija brže od modernizacije prenosnih sistema.
Šira implikacija koja proizlazi iz CW21 jeste da tržišta električne energije jugoistočne Evrope ulaze u strukturno potpuno novu eru.
Formiranje cena sve više određuju nestabilnost obnovljivih izvora, fleksibilnost balansiranja, kapaciteti interkonekcija i vremenski uslovi, a ne isključivo konvencionalna ekonomika goriva.
Ova transformacija fundamentalno menja ponašanje tržišta.
Trgovanje električnom energijom širom jugoistočne Evrope postaje brže, volatilnije i sve više zavisno od unutardnevne balansne dinamike. Terminska tržišta nastavljaju da ugrađuju strukturni rizik u cene, dok su spot tržišta sve više izložena naglim promenama proizvodnje iz obnovljivih izvora.
Rezultat je tržišno okruženje u kojem sama volatilnost sve više postaje dominantna komercijalna i investiciona tema širom jugoistočne Evrope.
