SEE struja 17/6: potražnja vraća cene, ali Srbija se sve više odvaja od centralnog regiona

Tržište električne energije u Jugoistočnoj Evropi (SEE) 17. juna 2026. godine pokazalo je kontrast između oporavka cena u većini regionalnih čvorišta i sve izraženijeg razdvajanja Srbije od centralnog bloka. Za investitore i trgovce, poruka je jasna: iako se cene kreću naviše zbog potražnje i strukture proizvodnje, mogućnost da se razlike monetizuju zavisi od mreže, alokacije kapaciteta i operativnih ograničenja.

Day-ahead oporavak u regionu, uz najskuplju referencu Italije

Šira slika bila je pozitivna za day-ahead cene. Mađarska HUPX bazna cena porasla je na 123,79 €/MWh, što predstavlja rast od 8,3 €/MWh u odnosu na prethodni dan. Rumunija je dostigla 121,48 €/MWh, dok su Bugarska i Grčka trgovale oko 119,3 €/MWh. Slovenija je bila na 118,09 €/MWh, a Hrvatska na 118,72 €/MWh.

Italija je ostala najskuplje referentno tržište sa cenom od 134,54 €/MWh, uz premiju od 10,75 €/MWh u odnosu na HUPX.

Srbija odstupa: diskont od gotovo 40 €/MWh prema Mađarskoj

Najveći izuzetak bila je Srbija. SEEPEX day-ahead cena pala je na 83,87 €/MWh, odnosno za 14,8 €/MWh u odnosu na prethodni dan. Time je formiran neuobičajeno veliki diskont od 39,92 €/MWh u odnosu na Mađarsku.

Takva razlika upućuje na privremenu strukturalnu decoupling situaciju Srbije u odnosu na centralni regionalni tržišni blok. Na donjem delu balkanskog klastera cene su bile niže nego u centralnoj SEE: Albanija je trgovala na 99,68 €/MWh, Crna Gora na 103,74 €/MWh, a Severna Makedonija na 97,20 €/MWh.

Potražnja gura sistem u neto uvoz i pojačava marginalne cene

Sa stanovišta fizičkih fundamentalnih faktora ključni pokretač bio je rast potražnje. Regionalna potrošnja porasla je na 29.444 MW—povećanje od 1.200 MW na dnevnom nivou—uz višu prosečnu temperaturu (21,8°C) u SEE regionu i Mađarskoj; Grčka je dostigla 24,9°C.

Sistem je prešao u neto režim uvoza od 611 MW (naspram neto izvoznog položaja prethodnog dana). Uvozi iz CORE regiona (AT+SK) porasli su na 1.544 MW, dok su tokovi ka Italiji ostali negativni na -841 MW—što ukazuje da se izvozno opterećenje prema italijanskom tržištu nastavlja.

Proizvodni miks: jaka solarna i hidro podrška uz slabiji vetar

Ukupna proizvodnja porasla je na 28.437 MW (+1.359 MW), ali je struktura miksa imala još veći uticaj. Solarna proizvodnja ostala je jaka na 6.792 MW; hidro je porastao na 6.084 MW; ugalj je bio na 4.841 MW; gas se snažno povećao na 4.473 MW; nuklearna energija dostigla je 4.829 MW.

Slabost se ogledala u vetru: pao je na samo 685 MW (smanjenje od 329 MW). To povećava zavisnost od termalne proizvodnje tokom večernjih sati i time podiže marginalnu cenu sistema.

Leto kao obrazac: sunce obara cene danju, večernji oporavak podiže volatilnost

Cenovni obrazac odgovara tipičnom prelaznom letnjem scenariju: solarna proizvodnja tokom podneva pritiska cene naniže, ali slabiji vetar i rast potražnje guraju gas i ugalj više u merit order—posebno tokom večernjih ramp perioda. Rezultat su viši bazni nivoi cena i veća volatilnost tokom vršnih sati.

Tokovi potvrđuju segmentaciju: Bugarska kao najveći izvoznika tog dana

Prekogranični tokovi dodatno potvrđuju regionalnu segmentaciju. Bugarska je bila najveći neto izvoznik sa približno 1.295 MW, podržavajući snabdevanje istočnog dela SEE.

S druge strane, Hrvatska je uvozila oko 1.153 MW; Srbija oko 508 MW; Mađarska oko 509 MW; Rumunija oko 248 MW. Grčka je bila gotovo u balansu sa blagim izvoznim viškom od oko 33 MW.

Intraday dinamika i forward signali: volatilnost nije samo priča o gorivu

Satni cenovni obrasci na HUPX-u, OPCOM-u, BSP-u i HENEX-u pokazuju sličan profil: pad cena tokom solarnih sati i izražen oporavak u večernjim satima. Intraday opseg u Mađarskoj to naročito ilustruje—minimum oko 51,7 €/MWh i maksimum blizu 192,9 €/MWh—što ukazuje da volatilnost raste pod rezidualnom potražnjom više nego zbog same bazne oskudice.

Iako su spot cene električne energije porasle, cene gasa i ugljenika su blago pale: CEGH gas bio je na 43,58 €/MWh; grčki gas na 42,05 €/MWh; EU emisije na 79,85 €/t. Istovremeno su mađarski forwardi električne energije porasli—WK26 dosegla je vrednost od 129,50 €/MWh; WK27 došao do nivoa od 123,00 €/MWh; jul/2026 do oko 119,00 €/MWh.

Proširenje spread-a Mađarska–Nemačka na dodatnih ispod navedenih kretanja (21,50 €/MWh) sugeriše da tržište ne vrednuje kretanje isključivo kroz troškove goriva već kroz regionalni rizik: vremensku varijabilnost vetra i oslanjanje na import tokom večeri.

Divergencija Srbije otvara pitanje arbitraže kroz kapacitete

Najjači trgovinski signal ostaje rastuća divergencija između Srbije i regionalnog centra. Diskont od gotovo četrdeset evra između SEEPEX-a i HUPX-a može delovati kao prilika za arbitražu—ali njegova realizacija zavisi od raspoloživih prekograničnih kapaciteta, alokacije prava prenosa i operativnih ograničenja tokova.

Širi balkanski klaster takođe ostaje segmentiran: Crna Gora, Albanija i Severna Makedonija trguju konstantno ispod nivoa Mađarske tog dana. Ipak, monetizacija spreadova uglavnom ostaje ograničena učesnicima sa čvrstim prenosnim kapacitetima i fleksibilnim prekograničnim pozicioniranjem.

Kada se sve sabere, sesija pokazuje tržište koje sve manje funkcioniše kao jedinstveni regionalni blok: umesto toga dominiraju fragmentisana čvorišta povezana mrežnim ograničenjima vremenom vođenim promenama ponude i potražnje. U takvom okruženju intraday fleksibilnost i prekogranični pristup postaju jednako važni kao fundamentalni troškovi goriva za upravljanje rizikom cena.