Cene električne energije u JIE rastu 18. maja: slabiji vetar i oporavak potražnje zategli uvozne bilanse

Trgovanje električnom energijom u centralnoj i jugoistočnoj Evropi otvorilo je novu nedelju višim cenama za dan unapred, a 18. maj je doneo jasnu poruku investitorima: volatilnost se vraća kao dominantna karakteristika tržišta. Rast cena nije bio jednokratna reakcija, već rezultat kombinacije slabije proizvodnje vetra, zategnutijih regionalnih uvoznih bilansa i oporavka potražnje nakon vikenda.

Skok cena na berzama i ponovna konvergencija u regionu

Mađarska HUPX cena za bazno opterećenje porasla je na 143,22 €/MWh, što predstavlja rast od više od 55 €/MWh na dnevnom nivou. Rumunski OPCOM zatvorio je trgovanje na 143,19 €/MWh, hrvatski CROPEX na 143,24 €/MWh, dok je slovenački BSP zabeležio 143,18 €/MWh. Time je potvrđena ponovna konvergencija cena u centralnoj i jugoistočnoj Evropi.

S druge strane, Srbija (SEEPEX) ostala je strukturno odvojena sa cenom od 82,27 €/MWh. Albanija i Crna Gora trgovale su znatno ispod regionalnih centara — 61,67 €/MWh i 84,19 €/MWh — što dodatno naglašava da lokalni uslovi balansa i ograničenja interkonekcija i dalje fragmentiraju regionalno tržište.

Vetar popustio, solar delimično nadoknadio: balans se pomerio ka uvozu i termo proizvodnji

Pad regionalne proizvodnje vetra bio je glavni pokretač kretanja cena. Prognozirana proizvodnja vetra u SEE sistemu smanjena je za oko 1.029 MW na približno 1.651 MW. Solarna proizvodnja je delimično nadoknadila pad sa rastom od skoro 978 MW.

U energetskom bilansu to se brzo videlo kroz pomeranje ka termo proizvodnji i uvozu tokom večernjih sati. Posebno oko 21. časa većina regionalnih berzi beležila je dnevne maksimume iznad 250 €/MWh, što ukazuje na to koliko su pikovi potrošnje osetljivi na promene u dostupnosti obnovljivih izvora.

Potražnja se vratila posle vikenda; neto uvoz naglo pao

Potrošnja električne energije u regionu istovremeno je snažno porasla nakon vikenda. Ukupna potražnja u SEE plus Mađarska porasla je na oko 27,9 GW, odnosno za više od 1,7 GW u odnosu na prethodni dan. Temperature su takođe bile više, dodatno podstičući potrošnju.

Oporavak tražnje poklopio se sa naglim padom neto uvoza: on je pao na samo -80 MW sa preko 1,5 GW dan ranije. Takva promena lokalne ponude i tražnje pojačala je cenovnu napetost unutar pojedinih tržišta.

Hidrološki uslovi ostaju oslonac; rezultati hidro-dominantnih kompanija prate to

Iako su cene rasle zbog kratkoročnog disbalansa vetra i potražnje, hidrološki uslovi nastavljaju da predstavljaju strukturni faktor podrške regionu. Ukupna hidro proizvodnja ostala je visoka na oko 6,3 GW — približno četvrtina ukupnog energetskog miksa — dok su nivoi protoka Dunava znatno iznad dugoročnog proseka (oko 6.848 m³/s). To podržava snažan rad hidroelektrana u Rumuniji i šire na Balkanu.

U finansijskim rezultatima to se vidi kroz učinak hidro-dominantnih kompanija poput rumunske Hidroelectrice i crnogorske EPCG. Rumunska Hidroelectrica zabeležila je rast neto dobiti na oko 263 miliona evra u prvom kvartalu 2026., uz rast hidro proizvodnje od 38,3% i vetra od 18% na godišnjem nivou (ukupna proizvodnja električne energije porasla je za 8,8%).

EPCG iz Crne Gore prijavila je neto dobit od 36,5 miliona evra u prvom kvartalu naspram 10,2 miliona evra godinu ranije. Rast profitabilnosti povezan je sa hidrološkim uslovima i povećanom proizvodnjom termoelektrane Pljevlja.

Fjučersi signaliziraju strukturno više cene tokom leta; CO2 stabilan

Fjučers kriva pokazuje da trgovci očekuju strukturno visoke cene tokom leta uprkos rastu obnovljivih izvora. Mađarski ugovori za nedelju 21 trgovali su oko 118,5 €/MWh, dok su junski ugovori za 2026. ostali iznad 113 €/MWh.

Cene emisija CO2 (EUA) stabilizovale su se oko 75,6 €/tCO₂, nastavljajući da podržavaju marginalno određivanje cena u termo sektoru širom SEE regiona.

Gas ostaje ključan; baterije dobijaju smisao zbog večernjih skokova

Pored uglja i gasa kao oslonca za balansiranje sistema (uglje i gas činili su oko 28% ukupne proizvodnje tog dana), tržište gasa dodatno utiče na očekivanja učesnika. CEGH gas trgovao se oko 50,67 €/MWh.

Istovremeno se ubrzava regionalno pozicioniranje oko Vertikalnog gasnog koridora: Grčka, Srbija, Severna Makedonija i Bugarska nastavile su razgovore o proširenju koridora ka Zapadnom Balkanu. Time se jača ideja jugoistočne Evrope kao budućeg energetskog tranzitnog čvorišta.

Zbog volatilnosti koja se posebno manifestuje kroz razlike između večernjih pikova potrošnje i pada solarne proizvodnje (period najvrednijih cenovnih razlika naveden je između 20–22 časa), ekonomika baterijskog skladištenja postaje sve atraktivnija. Planirani projekat u Albaniji obuhvataće solarnih 160 MW i baterije od 60 MW; potencijalno bi mogao biti podržan kroz EBRD finansiranje.

Šira implikacija: veća intradnevna volatilnost menja značaj prosečnih cena

Zatvaranje grčke termoelektrane Agios Dimitrios snage 1.595 MW ima šire implikacije jer povećava zavisnost od gasa, interkonekcija i fleksibilnih kapaciteta.

Kada se sve sabere — hidrologija koja podržava osnovni nivo snabdevanja, solarna kanibalizacija tokom dana koja menja raspoloživost energije kasnije tokom večeri, zagušenja interkonekcija te CBAM-driven potražnja za niskougljeničnom energijom — SEE elektroenergetska tržišta ulaze u fazu strukturno veće volatilnosti. U takvom okruženju prosečne dnevne cene postaju manje relevantne u odnosu na intradnevne oscilacije koje direktno utiču na troškove balansa trgovaca, operatera baterijskih sistema i industrijskih potrošača izloženih tim troškovima.