Cene električne energije u Jugoistočnoj Evropi skočile 25. maja: slabiji obnovljivi izvori i povratak potražnje zategli balans

Jugoistočna Evropa je novu nedelju 25. maja 2026. dočekala sa naglom korekcijom naviše na tržištima električne energije, što investitorima ponovo stavlja u fokus rizik i troškovnu osetljivost sistema kada se potražnja oporavi, a proizvodnja iz obnovljivih izvora oslabi. Povratak večernjih cena nestašice podigao je većinu regionalnih berzi, a Srbija se izdvojila kao tržište sa najvišim cenama.

Potrošnja jača, ali se struktura proizvodnje pogoršava

Regionalna potrošnja porasla je za više od 2 GW na dnevnom nivou na približno 25.836 MW, odražavajući povratak industrijske i komercijalne aktivnosti nakon vikend usporavanja. Istovremeno, dostupnost obnovljive proizvodnje se smanjila u više balansnih zona, 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 se pogoršali uslovi dnevnog viška koji su ranije doprinosili širem pojavljivanju negativnih cena.

SEEPEX predvodi rast: cene se vraćaju na visoke nivoe

U takvom okruženju regionalne cene su se snažno oporavile. SEEPEX je zabeležila 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 i Mađarska (HUPX) na 91,39 EUR/MWh.

Grčka je ostala strukturno niža na 73,44 EUR/MWh zahvaljujući većem udelu solarne energije i slabijem balansu u južnoj zoni.

Fragmentacija cena i ekstremna intraday volatilnost

Rastuća fragmentacija tržišta postala je vidljiva kroz razlike između berzi. 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 prema severnim SEE tržištima, što odražava različite profile obnovljivih izvora i trajna ograničenja prekograničnih prenosnih kapaciteta.

Satne krive pokazale su da region ostaje „zarobljen“ između dnevnog viška iz obnovljivih izvora i večernje nestašice nakon pada solarne proizvodnje. Negativne cene su se ipak pojavljivale uprkos rastu proseka: Mađarska je zabeležila minimum od -10,5 EUR/MWh, Slovenija -29,3 EUR/MWh, dok je Austrija kratko dostigla -50,4 EUR/MWh tokom solarne proizvodnje.

Večernji skokovi cena zatim su se snažno prelili širom regiona: većina berzi zabeležila je dnevni maksimum u 21. ili 22. satu kada termalna proizvodnja ponovo postaje marginalna nakon zalaska sunca. Mađarska je dostigla oko 178 EUR/MWh; Rumunija 178,2; Hrvatska 179,5; Slovenija kratko oko 180 EUR/MWh—što dodatno naglašava ekstremnu intraday volatilnost.

Baterije dobijaju argument: arbitraža između negativnih dana i večernjih vrhova

Ovakva struktura cena jača investicioni slučaj za sisteme za skladištenje energije u baterijama (BESS) u Jugoistočnoj Evropi. Kombinacija negativnih dnevnih cena i širokih večernjih raspona stvara veće mogućnosti za trgovinsku arbitražu—posebno u Srbiji, Rumuniji, Bugarskoj i Mađarskoj gde su balansna tržišta još nedovoljno razvijena.

Zategnutost prekogranične razmene potvrđena neto tokovima

Pritisak na sistem vidi se i kroz prekogranične tokove razmene: 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.

Šta stoji iza volatilnosti: upozorenja ACER-a o mreži i fleksibilnosti

Širi strukturni problemi ponovo su naglašeni kroz raniju analizu ACER-a koja Jugoistočnu Evropu identifikuje kao jednu od najranjivijih regija tokom perioda nestabilne obnovljive proizvodnje i vršnog večernjeg opterećenja. U analizi su navedeni nedovoljni prenosni kapaciteti, ograničena fleksibilnost sistema i slaba prekogranična integracija kao ključni uzroci volatilnosti.

ACER pritom ističe potrebu za ubrzanom modernizacijom mreže—uključujući sisteme dinamičkog upravljanja prenosom, napredne mrežne tehnologije i širu primenu skladištenja energije—što se poklapa sa investicionim trendovima koji se šire u Rumuniji, Bugarskoj i Sloveniji kroz projekte baterija i digitalizaciju mreže uz rast obnovljivih kapaciteta.

Gas i ugljenik bez velikih pomeranja; vreme može pojačati obrazac skokova

Tržišta gasa i uglja ostala su relativno stabilna uprkos promenama na električnoj energiji: austrijski CEGH gasni fjučersi trgovali su oko 49,51 EUR/MWh; EU dozvole za emisije ugljenika ostale su visoke oko 76,92 EUR/t; dok su API2 terminski ugovori za ugalj iznosili oko 126 USD/t za junsku isporuku.

Visoke cene ugljenika nastavljaju da menjaju ekonomiku proizvodnje u Balkanskom regionu: ugalj čini oko 14% regionalne proizvodnje, ali visoki troškovi emisija sve više opterećuju sisteme zasnovane na lignitu dok istovremeno raste udio obnovljivih izvora i povećava se izloženost karbonu.

Vremenske prognoze ukazuju na rast temperatura širom SEE tržišta narednih dana—posebno u Srbiji, Rumuniji i Crnoj Gori gde se očekuje 24–26°C do sredine nedelje—što bi moglo dodatno pojačati potrošnju za hlađenje uz jaču solarnu proizvodnju. To može pojačati već poznat obrazac dnevnih padova cena i večernjih skokova.

Sve zajedno ukazuje da tržišna dinamika sve više liči na zrela zapadnoevropska tržišta obnovljive energije po obrascu cena tokom dana—ali bez odgovarajuće fleksibilne infrastrukture i kapaciteta skladištenja da amortizuju šokove kada obnovljivi izvori oslabe ili potražnja poraste. Neravnoteža će verovatno održavati visoku volatilnost tokom letnjeg perioda posebno u Srbiji i susednim SEE tržištima gde se prepliću ograničenja mreže, zavisnost od termalne proizvodnje te promenljiva obnovljiva proizvodnja unutar sve napetijeg režima balansiranja.