SEE tržište električne energije 18. juna: Mađarska i sever prate CORE, dok jug ostaje pod pritiskom cena

Tržište električne energije u Jugoistočnoj Evropi otvorilo je dan 18. juna 2026. sa izrazitom regionalnom podelom koja investitorima ponovo skreće pažnju na to gde se realna vrednost stvara: u fleksibilnosti, interkonektorima i usklađivanju tokova kroz vreme. Dok su severni SEE akteri bili bliži višim cenama evropskog day-ahead spektra, južni Balkan je ostao u nižem cenovnom bloku, što ukazuje da sistemska ograničenja sve više preuzimaju ulogu “pokretača” formiranja cena.

Sever SEE u višem cenovnom spektru, jug u nižem bloku

Mađarska, Slovenija, Hrvatska, Rumunija i Italija trgovale su u gornjem delu evropskog day-ahead cenovnog spektra. Nasuprot tome, Grčka, Bugarska, Srbija, Crna Gora, Albanija i Severna Makedonija ostvarile su značajno niže cene.

Kako se navodi u izveštaju za taj dan, razlika nije bila posledica samo neravnoteže potražnje ili viška obnovljivih izvora. Umesto toga, formiranje cena odražavalo je sve veći uticaj ograničenja mreže, interkonektora i prekograničnog rizika.

Mađarski benchmark raste; sever se ponaša kao deo šireg CORE tržišta

Mađarski benchmark HUPX iznosio je €133,60/MWh, što predstavlja rast od €9,80/MWh u odnosu na prethodni dan. Time je Mađarska bila nešto ispod Nemačke i Italije, dok je Austrija bila blizu.

Rumunija, Slovenija i Hrvatska ostale su povezane sa centralnoevropskim cenovnim kompleksom. To potvrđuje da severni deo SEE tržišta i dalje funkcioniše kao sastavni deo šireg CORE tržišta.

Južni Balkan: niža cena uz drugačiju dinamiku izvoza i integracije mreže

Južna balkanska tržišta trgovala su znatno niže: Grčka, Bugarska, Srbija, Crna Gora, Albanija i Severna Makedonija formirali su niži cenovni blok. Ključna divergencija pripisana je izvoznim kapacitetima, lokalnoj proizvodnoj strukturi i ograničenoj integraciji mreže.

Dodatno objašnjenje dolazi iz strukture tokova: region je bio u neto izvozu od oko 1.121 MW, ali to nije uklonilo razlike među zonama—problem se više vezuje za prenosne kapacitete i vremensko usklađivanje tokova nego za to da li region ima energetski deficit.

Potražnja raste; rezidualno opterećenje jača cene posebno u večernjim satima

Regionalna potražnja porasla je na 29.836 MW, uz rast temperature na 23,4°C. Iako uslovi nisu bili ekstremni, došlo je do jačanja rezidualnog opterećenja u severnim tržištima i povećanja vrednosti uvoznih interkonektora—posebno u Mađarskoj i Rumuniji.

Proizvodna slika pokazuje da su hidro, gas i ugljen ostali ključni balansni resursi. Vetar i solar imali su snažan doprinos koji je istovremeno bio nestabilan: solar je posebno uticao na dnevnu kompresiju cena, dok je večernji period ostao dominantan za formiranje maksimuma.

Volatilnost raste: satni pikovi umesto dnevnih proseka

Intraday volatilnost ukazuje da se tržište sve više oslanja na kratkotrajne cenovne pikove umesto na dnevne proseke. Maksimumi zabeleženi u Mađarskoj, Austriji, Sloveniji i Hrvatskoj upućuju da ključni izazov leži u večernjem “ramp” periodu i nedostatku fleksibilnosti—više nego u ukupnoj proizvodnji tokom dana.

Kod južnih tržišta obrazac je sličan ali na nižem nivou: niža cena ne znači stabilnost već drugačiji nivo baznog cenovnog kliringa i slabiju izvoznu povezanost sa višim cenovnim zonama.

Cene goriva nisu presudne tog dana; premija se gradi kroz interkonekcione rizike

Kretanje cena goriva i CO₂ nije igralo glavnu ulogu jer su gas, ugalj i EUA uglavnom bili stabilni. U prvi plan tako dolaze sistemska ograničenja: rezidualno opterećenje i prekogranični kapaciteti.

Terminska kriva dodatno sugeriše da tržište ugrađuje premiju u Mađarskoj kroz očekivanja nastavka uvozne zavisnosti i volatilnosti interkonektora.

Šta to znači za industriju i investitore

Za industriju najvažnije je pomeranje fokusa sa prosečne cene ka upravljanju satnom volatilnošću—trošak se sve više formira tokom kratkih perioda. Za obnovljive izvore problem postaje kanibalizacija cena kod solara zbog dnevne kompresije troškova po satu; istovremeno vetar i skladištenje dobijaju veću vrednost jer bolje raspoređuju proizvodnju kroz dan.

Navedeni investicioni trendovi u Evropi dodatno pojačavaju volatilnost i zagušenje mreže: rast vetra i solara povećava potrebu za balansiranjem i fleksibilnošću sistema. Već postoje regionalni projekti koji idu ka hibridnim modelima sa baterijama i fleksibilnom proizvodnjom—vrednost se pritom vezuje za upravljanje vremenom isporuke energije više nego za količinu proizvedene električne energije.

Termalni kapaciteti ostaju oslonac; nuklearna energija stabilizuje

Gas i termalni sektor ostaju ključni za sigurnost sistema jer definišu fleksibilni kapacitet tokom kriznih sati i večernjih pikova. Nuklearna energija nastavlja da deluje kao stabilizacioni faktor—posebno kroz Krško koje obezbeđuje baznu snagu i smanjuje zavisnost od volatilnih tržišnih uslova.

Završni zaključak izveštaja glasi da SEE tržište postaje istovremeno više povezano i više fragmentisano: vrednost se sve češće nalazi u fleksibilnosti, interkonektorima i vremenskom upravljanju energijom umesto isključivo u samoj proizvodnji.