Cene struje u Jugoistočnoj Evropi rastu, ali razlike se kompresuju: obnovljivi izvori preuzimaju ulogu u formiranju tržišta

U 16. kalendarskoj nedelji 2026. godine cene električne energije širom Jugoistočne Evrope (SEE) porasle su, ali signal koji investitori i trgovci dobijaju nije klasična priča o zatezanju zbog goriva. Umesto toga, tržišnu dinamiku sve više oblikuju viškovi iz obnovljivih izvora, slabija potrošnja i sužavanje prekograničnih spread-ova—što menja način na koji se formiraju i cene i tokovi.

Rast baznih cena uz kompresiju regionalnih razlika

Na mađarskom tržištu HUPX bazne cene bile su u proseku 110,47 €/MWh, što predstavlja nedeljni rast od 18,3 €/MWh. Kretanje je bilo usklađeno sa trendovima u Zapadnoj i Centralnoj Evropi: Nemačka je dostigla 109,09 €/MWh, Austrija 107,98 €/MWh, dok je sever Italije bio znatno viši na 124,85 €/MWh.

U SEE regionu Rumunija je beležila 105,40 €/MWh, Bugarska 98,31 €/MWh, Grčka 93,82 €/MWh, dok je srpski SEEPEX ostao najniži sa 90,96 €/MWh. Međutim, najvažniji fenomen nije sam rast cena već kompresija regionalnih razlika: razlika između Mađarske i Nemačke pala je na samo 1,38 €/MWh (sa prethodnih 19,71 €/MWh), što je najniži nivo od avgusta 2025. godine.

To ukazuje na privremeno ponovno povezivanje SEE tržišta sa Centralnom Evropom. Pri tome veza nije rezultat jačanja interkonekcija, već strukturnog viška obnovljive proizvodnje.

Volatilnost ostaje visoka uprkos višim prosečnim vrednostima

Iako su prosečne cene više nego prethodne nedelje, intradnevni ekstremi ostali su izraženi. HUPX je zabeležio osam sati negativnih cena (naspram 22 sata prethodne nedelje), dok su maksimalne satne cene dostizale čak 278 €/MWh. Takav profil sugeriše tržište koje je podložno naglim promenama tokom dana umesto stabilnom baznom trendu.

Pad tražnje i rast OIE preokreću odnos ponude i potražnje

Glavni pokretač kretanja bio je pomak u odnosu ponude i tražnje. Ukupna potrošnja električne energije u SEE regionu pala je na 28.863 MW—najniži nivo od septembra—uz rast temperature od +3,4°C i povećanje proizvodnje iz distribuiranih solarnih sistema (prosjumeri). Najveći pad tražnje zabeležen je u Rumuniji i Srbiji, dok je Grčka jedina zabeležila blagi rast.

Na strani ponude obnovljivi izvori su snažno porasli: proizvodnja iz vetra dostigla je 3.047 MW (+1.143 MW nedeljno), što je oko 23% iznad sezonskog proseka. Solarna energija takođe je porasla sa vršnom proizvodnjom od 8.198 MW. Vetar i solar zajedno dodali su oko 1,75 GW nove ponude.

Istovremeno konvencionalna proizvodnja ostala je prigušena: termoelektrane na ugalj radile su na 4.477 MW uz minimalan rast; proizvodnja iz gasa pala je na 3.144 MW—oba nivoa blizu višemesečnih minimuma. Hidroenergija dodatno opada na 6.783 MW (14% ispod sezonskog proseka), zbog slabijih dotoka u slivu Dunava.

Divergencija između rasta OIE i pada hidroenergije pokazuje širu tranziciju: kratkoročne cene sve češće određuju varijabilni obnovljivi izvori, dok termoelektrane gube ulogu glavnog formirača marginalne cene.

Tokovi se menjaju: SEE prelazi iz neto uvoza u neto izvoz

Kretanje ponude reflektovalo se i na prekograničnim tokovima energije. SEE region prešao je iz neto uvoza od -1.172 MW u neto izvoz od +195 MW—promena od oko 1.367 MW. Najveći rast izvoza ostvarile su Bugarska (+870 MW) i Rumunija (+232 MW), dok Srbija ostaje neto uvoznik (-245 MW), što odražava zavisnost od termo proizvodnje i sporiji razvoj OIE.

Bolji regionalni balans smanjio je potrebu za uvozom iz CORE regiona: tokovi iz Austrije i Slovačke ka Mađarskoj i Sloveniji pali su na najniže nivoe od marta 2025., posebno tokom solarnih sati kada dolazi čak do obrta tokova energije.

Gas postaje fleksibilna rezerva; uglj ostaje važan ali pod pritiskom

Kretanja na tržištima goriva dala su dodatni signal promenjene ekonomike proizvodnje: cena gasa na CEGH pala je na 44,9 €/MWh (najniže u sedam nedelja), dok je cena CO₂ porasla na 74,9 €/t. To poboljšava spark spread za gasne elektrane, ali nije dovelo do veće proizvodnje jer su obnovljivi izvori potisnuli termoelektrane iz merit order-a.

Raskorak između profitabilnosti i realne proizvodnje ukazuje da gasne elektrane sve više služe kao fleksibilna rezervna kapaciteta umesto bazne proizvodnje. Slično važi i za ugalj: on zadržava značajnu ulogu—posebno u Srbiji—ali na nižim nivoima nego ranije.

Duck curve efekat naglašava intradnevnu volatilnost

Sistemski gledano izražen je efekat „duck curve“: viškovi energije tokom dana zbog solarne proizvodnje prate nagli skok cena u večernjim satima. U takvim okolnostima intradnevna volatilnost verovatno će rasti kako se bude povećavao kapacitet OIE.

Šta sledi: fleksibilnost kao ključna vrednost za profitabilnost

U narednom periodu ključni faktori biće rast obnovljivih izvora, pad tražnje i ograničenja prenosne mreže. Iako će cene pratiti evropske trendove, regionalne razlike će ostati kompresovane tokom perioda visoke OIE proizvodnje—uz povremena odstupanja zbog zagušenja mreže ili vremenskih uslova.

Zato fleksibilnost postaje centralna vrednost: sistemi skladištenja, brze gasne elektrane i prekogranična trgovina biće presudni za ostvarivanje profita iz intradnevnih razlika cena. Za Srbiju—koja ostaje zavisna od uvoza u vršnim satima—tranzicija ka većem udelu OIE zahteva značajna ulaganja u balansne kapacitete i infrastrukturu.

Šesnaesta nedelja 2026. tako predstavlja više od običnog cenovnog ciklusa: ona deluje kao jasan signal strukturne transformacije elektroenergetskog tržišta SEE regiona, gde obnovljivi izvori sve češće postaju dominantna sila koja oblikuje cene i tokove energije.