SEE tržišta električne energije 20. maja naglo skliznula naniže pod uticajem rasta obnovljivih izvora

Regionalna spot tržišta električne energije u jugoistočnoj Evropi naglo su se okrenula ka padu 20. maja 2026, kada je gotovo svaka glavna berza zabeležila dvocifrene dnevne korekcije. Pad cena nije bio slučajan: oporavak proizvodnje iz obnovljivih izvora, porast temperatura i pomeranje uvoznih tokova širom regiona istovremeno su poboljšali kratkoročne balansne uslove.

Južna SEE tržišta prednjačila u korekciji

Najizraženija dnevna korekcija zabeležena je na južnim SEE tržištima. Crnogorska berza BELEN spustila se na 56,15 €/MWh, što predstavlja više od 52 €/MWh manje nego prethodnog dana. Srpski SEEPEX pao je na 63,79 €/MWh, uz dnevni pad veći od 59 €/MWh. Grčki HENEX takođe je snažno korigovan na 67,26 €/MWh, što se uklapa u sliku povratka jače solarne proizvodnje i blažih regionalnih balansnih uslova.

Na centralnijim i severnijim tržištima pad je bio prisutan, ali uz drugačiju početnu poziciju cena. Mađarski HUPX bazni nivo zatvorio je na 106,98 €/MWh (i dalje strukturno iznad većine SEE tržišta), dok je rumunski OPCOM završio na 103,04 €/MWh. Bugarski IBEX bio je na 102,44 €/MWh, slovenački BSP na 97,46 €/MWh, a hrvatski CROPEX na 98,16 €/MWh.

Italija je ostala izuzetak sa strukturnom premijom od 123,03 €/MWh. Ta razlika sever–jug nastavlja da vrši izvozni pritisak preko granica i utiče na prekogranične komercijalne tokove prema Balkanu.

Obnovljivi izvori „pritisnuli” cene kroz podnevnu kanibalizaciju

Preokret spot cena prvenstveno je vezan za poboljšane uslove u obnovljivim izvorima. Prognozirana solarna proizvodnja porasla je na 5.848 MW, dok je proizvodnja vetra povećana na 3.994 MW—što predstavlja dodatak od više od 2,3 GW u odnosu na prethodni dan. Istovremeno su temperature rasle ka sezonskim normama, čime se smanjivala potrošnja vezana za grejanje i olakšalo balansiranje sistema.

Struktura proizvodnje to potvrđuje: hidroenergija ostaje dominantna sa 27% regionalne proizvodnje, solar ima udela od 20%, nuklearna energija 12%, gas 14%, dok je ugalj pao na 18%. Povećano učešće solara ponovo je komprimovalo dnevne cene u podne—posebno u Grčkoj, Sloveniji i Srbiji—gde se efekat solarne „kanibalizacije“ sve jasnije vidi kroz cenovne profile.

Ponuda je pala manje nego potražnja; neto uvoz se preokrenuo

Iako je ukupna regionalna proizvodnja pala na 26.803 MW (više od 1,3 GW manje nego prethodnog dana), taj pad nije doveo do proporcionalnog skoka cena jer su potražnja i tokovi bili povoljniji za cenu električne energije. Neto regionalni uvoz prešao je u -894 MW naspram +924 MW dan ranije, što ukazuje da su SEE tržišta ponovo prešla ka uravnoteženoj ili delimično izvoznom poziciji.

Prekogranična dinamika ostaje ključna strukturna tema: Mađarska nastavlja snažan uvoz iz Austrije i Slovačke; Grčka zadržava visoku zavisnost od severnih suseda; a komercijalni tokovi pokazuju kontinuirani izvoz iz Rumunije ka Mađarskoj i Srbiji. Bugarska pritom ostaje važan tranzitni koridor ka Grčkoj i Turskoj.

Forward krive signalizuju da strukturni rizici nisu nestali

Uprkos korekciji spot cena, forward tržišta ostaju relativno visoka u odnosu na sezonske norme. Mađarski nedeljni ugovori trgovali su se oko 98 €/MWh, dok su kalendarski ugovori za 2026. ostali iznad 112 €/MWh. To sugeriše da trgovci i dalje ugrađuju strukturne rizike povezane sa letnjom potrošnjom, volatilnošću hidroenergije i izloženošću gasu.

Cene emisija ugljenika podržavaju ekonomiku fleksibilnosti

Gasna tržišta bila su relativno stabilna: austrijski CEGH gas trgovao se oko 52,78 €/MWh. Istovremeno su EUA dozvole za emisiju ugljenika porasle na oko 75 €/t, nastavljajući da vrše pritisak na ekonomiku proizvodnje iz uglja u SEE regionu.

Više cene ugljenika dugoročno podržavaju projekte koji se oslanjaju na obnovljive izvore i fleksibilnost—od baterijskih sistema do gasnih kapaciteta koji mogu da odgovore promenama u bilansu sistema.

Sve veća volatilnost otvara prostor za skladištenje i PPA aranžmane

Dnevni cenovni profili dodatno ilustruju sve volatilniji karakter SEE elektroenergetskih tržišta: nekoliko berzi zabeležilo je duboke padove cena tokom podnevnih sati uz snažan oporavak kasnije tokom večeri—posebno u Grčkoj, Rumuniji i Sloveniji. Ovakve krive sve više liče na zapadnoevropske obrasce sa visokim udelom solarne energije.

Za Srbiju konkretno, pad SEEPEX-a na oko 64 €/MWh odražava kombinaciju slabijih regionalnih cena, većeg priliva obnovljive energije iz susednih sistema i nižeg uvoznog pritiska. Međutim, strukturno gledano Srbija ostaje izložena budućoj balansnoj volatilnosti zbog rasta integracije obnovljivih izvora i relativno ograničenih domaćih fleksibilnih kapaciteta—što jača investicioni argument za baterijske sisteme velikog obima, modernizaciju fleksibilnih termo rezervi i napredne balansne usluge.

Sve veća razlika između dnevnih i večernjih cena dodatno podržava poslovne modele obnovljivih izvora uz skladištenje. Kako CBAM i industrijska dekarbonizacija ubrzavaju širom Evrope, regionalni izvoznici i industrijski potrošači će sve više tražiti sledivu niskougljeničnu električnu energiju kroz PPA ugovore, garancije porekla i sofisticirane balansne aranžmane.

Region se transformiše ka fleksibilnijem sistemu

Šira slika pokazuje dublju integraciju tržišta: planovi ubrzanja offshore vetra u Grčkoj; modernizacija nuklearne elektrane Černavoda; podsticaji za nuklearnu ekspanziju u Turskoj; kao i nastavak investicija Srbije u naftno-gasni upstream sektor—sve to ukazuje da se energetski sistemi jugoistočne Evrope istovremeno prilagođavaju dekarbonizaciji, sigurnosti snabdevanja i industrijskoj konkurentnosti.

Kombinacija jačih obnovljivih izvora, rasta cena ugljenika, volatilnih uvoznih tokova i šire integracije prenosne mreže postepeno transformiše SEE elektroenergetska tržišta iz tradicionalno termo-dominantnih sistema ka okruženju gde dominiraju vremenska dinamika ponude-potražnje i potreba za fleksibilnim upravljanjem trgovinom.