Tržišta električne energije širom Jugoistočna Evropa započela su novu trgovinsku nedelju 25. maja 2026. snažnom korekcijom naviše, jer se regionalna potražnja naglo oporavila nakon vikenda, dok je proizvodnja iz obnovljivih izvora oslabila u više balansnih zona. Povratak večernjih cena nestašice podigao je većinu regionalnih berzi, pri čemu se Srbija izdvojila kao tržište sa najvišim cenama u regionu.
Regionalna potrošnja porasla je za više od 2 GW na dnevnom nivou na približno 25.836 MW, što odražava povratak industrijske i komercijalne aktivnosti nakon vikend usporavanja. Istovremeno, struktura proizvodnje se pogoršala, posebno u segmentima hidro i vetro energije, što je dodatno zateglo balans sistema i povećalo zavisnost od uvoza iz Centralne Evrope.
Proizvodnja iz hidroelektrana pala je za oko 636 MW na 5.982 MW, dok je vetro proizvodnja smanjena za približno 305 MW na 3.848 MW. Solarni izlaz takođe je oslabio za više od 220 MW, čime su smanjeni uslovi dnevnog viška proizvodnje koji su ranije dovodili do široko rasprostranjenih negativnih cena.
U takvom okruženju, regionalne cene električne energije snažno su se oporavile. SEEPEX zabeležila je najvišu dnevnu baznu cenu u regionu od 108,60 EUR/MWh, što predstavlja rast od više od 32 EUR/MWh u odnosu na prethodni dan. Slede HUPX sa 103,38 EUR/MWh, Hrvatska sa 99,59 EUR/MWh, Rumunija sa 93,92 EUR/MWh, dok je Mađarska HUPX završila na 91,39 EUR/MWh. Grčka ostala je strukturno niža na 73,44 EUR/MWh, zahvaljujući većem udelu solarne energije i slabijem balansu u južnoj zoni.
Struktura raspona cena pokazala je rastuću fragmentaciju SEE elektroenergetskog tržišta. Srbija je trgovala više od 17 EUR/MWh iznad Mađarske, dok je Slovenija držala premiju od skoro 12 EUR/MWh u odnosu na HUPX. Grčka, Crna Gora i Severna Makedonija nastavile su trgovanje uz značajne popuste u odnosu na severna SEE tržišta, što odražava različite profile obnovljivih izvora i trajna ograničenja prekograničnih prenosnih kapaciteta.
Satne krive pokazale su da je region i dalje zarobljen između dnevnog viška iz obnovljivih izvora i večernje nestašice nakon pada solarne proizvodnje. Negativne cene su se i dalje pojavljivale uprkos rastu proseka. Mađarska je zabeležila minimum od -10,5 EUR/MWh, Slovenija je pala na -29,3 EUR/MWh, dok je Austrija kratko dostigla -50,4 EUR/MWh tokom solarne proizvodnje.
Međutim, večernji skok cena vratio se snažno širom regiona. Većina berzi zabeležila je dnevni maksimum u 21. ili 22. satu, kada je termalna proizvodnja ponovo postala marginalna nakon zalaska sunca. Mađarska je dostigla oko 178 EUR/MWh, Rumunija 178,2 EUR/MWh, Hrvatska 179,5 EUR/MWh, dok je Slovenija kratko dosegla 180 EUR/MWh, što naglašava ekstremnu intraday volatilnost.
Ovakva struktura dodatno jača investicioni slučaj za sisteme za skladištenje energije u baterijama (BESS) u Jugoistočnoj Evropi. Kombinacija negativnih dnevnih cena i ekstremnih večernjih raspona stvara sve veće mogućnosti za trgovinsku arbitražu, posebno u Srbiji, Rumuniji, Bugarskoj i Mađarskoj, gde su balansna tržišta još nedovoljno razvijena.
Tokovi prekogranične razmene dodatno su potvrdili zategnutost regionalnog sistema. Grčka je uvozila oko 1.098 MW, dok je Srbija ostala jedan od najvećih uvoznih čvorova sa približno 1.365 MW neto uvoza. Rumunija je izvezla oko 826 MW, zahvaljujući stabilnijoj domaćoj proizvodnji i povoljnijoj poziciji u interkonekcijama.
Širi strukturni problemi ponovo su naglašeni u ranijoj analizi ACER, koja je identifikovala Jugoistočnu Evropu kao jednu od najranjivijih regija tokom perioda nestabilne obnovljive proizvodnje i vršnog večernjeg opterećenja. Analiza je ukazala na nedovoljne prenosne kapacitete, ograničenu fleksibilnost sistema i slabu prekograničnu integraciju kao ključne uzroke volatilnosti.
ACER je naglasio potrebu za ubrzanom modernizacijom mreže, uključujući sisteme dinamičkog upravljanja prenosom, napredne mrežne tehnologije i širu primenu skladištenja energije. Ove preporuke sve više prate investicioni trendovi u Rumuniji, Bugarskoj i Sloveniji, gde se projekti baterija i digitalizacije mreže brzo šire uz rast obnovljivih kapaciteta.
Tržišta gasa i uglja ostala su relativno stabilna uprkos snažnim promenama na tržištu električne energije. Austrijski CEGH gasni fjučersi trgovali su oko 49,51 EUR/MWh, dok su EU dozvole za emisije ugljenika ostale visoke na oko 76,92 EUR/t. API2 terminski ugovori za ugalj iznosili su oko 126 USD/t za junsku isporuku.
Visoke cene ugljenika nastavljaju da menjaju ekonomiku proizvodnje u Balkanskom regionu. Ugalj je i dalje činio oko 14% regionalne proizvodnje, ali visoki troškovi emisija sve više opterećuju sisteme zasnovane na lignitu, dok se istovremeno širi udeo obnovljivih izvora i raste izloženost karbonu.
Vremenske prognoze ukazuju na rast temperatura širom SEE tržišta u narednim danima, posebno u Srbiji, Rumuniji i Crnoj Gori, gde se očekuje 24–26°C do sredine nedelje. Povećana potrošnja za hlađenje uz jaču solarnu proizvodnju može dodatno pojačati već poznati obrazac dnevnih padova cena i večernjih skokova.
Ovakva tržišna struktura sve više liči na zrela zapadnoevropska tržišta obnovljive energije, ali bez odgovarajuće fleksibilne infrastrukture i kapaciteta skladištenja. Ova neravnoteža će verovatno održavati visoku volatilnost tokom letnjeg perioda, posebno u Srbiji i susednim SEE tržištima, gde se ograničenja mreže, zavisnost od termalne proizvodnje i promenljiva obnovljiva proizvodnja i dalje prepliću u sve napetijem sistemu balansiranja.
