Maj 2026: satne krive cena u Jugoistočnoj Evropi jačaju argumente za baterijsku arbitražu

Majski pregled tržišta kompanije Electricity.Trade za 2026. godinu ukazuje da se Jugoistočna Evropa pomera u napredniju fazu trgovanja električnom energijom na satnom nivou. Iako prosečne mesečne cene više ne daju potpunu sliku tržišne dinamike, veleprodajne cene su širom regiona ostale na visokim nivoima—Italija 119,35 €/MWh, Rumunija 109,56 €/MWh, Mađarska 106,51 €/MWh, Hrvatska 103,58 €/MWh, Bugarska 101,07 €/MWh, Srbija 96,63 €/MWh i Grčka 88,98 €/MWh.

Satne razlike postaju glavni signal za trgovce

Prema podacima iz maja, najvažniji argumenti za promenu trgovačkih pristupa sve češće se formiraju kroz kretanje cena po satima. Periodi tokom dana sa višom proizvodnjom iz obnovljivih izvora stvarali su pritisak na pad cena. Istovremeno, večernji sati su i dalje beležili snažnije cenovne nivoe usled oporavka potražnje i smanjenja solarne proizvodnje.

Ovakav obrazac povećava značaj baterijskih sistema za skladištenje energije kao alata za trgovanje—ne samo kao elementa energetske tranzicije. Kako udeli solarne i vetroenergije rastu, ovi izvori sve vidljivije menjaju ponašanje unutardnevnog tržišta: električna energija iz obnovljivih izvora sa nižim graničnim troškovima sve se više koncentriše u podnevnim satima, dok večernji period ostaje podržan većom potrošnjom i manjom dostupnošću solarne energije.

Rast obnovljivih izvora menja dnevnu krivu u većini zemalja

Proizvodnja iz obnovljivih izvora porasla je tokom maja na većini tržišta Jugoistočne Evrope. Bugarska je zabeležila rast od 34,19%, Rumunija 26,57%, Grčka 15,88%, Mađarska 9,56%, Italija 9,22%, Srbija 2,90% i Hrvatska 0,13%. U praksi to znači da se vrednost fleksibilnosti pomera ka upravljanju dnevnom krivom cena: kada se dnevni profili sve više oblikuju proizvodnjom iz obnovljivih izvora i kada se večernji deo krive oslanja na drugačije uslove ponude i potražnje.

Razlike među zemljama otvaraju različite mogućnosti skladištenja

Regionalni podaci dodatno objašnjavaju zašto se mogućnosti za skladištenje energije razlikuju od zemlje do zemlje. Grčka je tokom maja imala udio od 57,19% obnovljivih izvora u elektroenergetskom miksu i postala je veliki izvoznik zahvaljujući snažnoj proizvodnji iz obnovljivih izvora i hidroelektrana koje su podržale prekogranične tokove. Bugarska je kombinovala 29,35% obnovljivih izvora sa 32,59% nuklearne energije—model koji objedinjuje baznu stabilnost sa sve izraženijim promenama cena povezanim s obnovljivim izvorima.

Srbija je i dalje bila u velikoj meri oslonjena na ugalj i lignit (56,99% proizvodnog miksa), ali su slabija hidroproizvodnja i veća potražnja povećali zavisnost od uvoza. Hrvatska se suočila sa još većom spoljašnjom zavisnošću: neto uvoz je predstavljao 43,78% njenog elektroenergetskog miksa. Ove strukture stvaraju specifične uslove za trgovanje koji zavise od dostupnosti obnovljivih izvora, hidroloških prilika, stepena oslanjanja na uvoz i načina formiranja cena prema troškovima proizvodnje iz gasa.

Gas ostaje cenovni pod za večernje sate

Na regionalne razlike utiče i tržište prirodnog gasa. Terminski ugovori za gas na referentnom evropskom tržištu TTF za prvi naredni mesec prosečno su iznosili 47,26 €/MWh tokom maja i uglavnom su se kretali u rasponu od 44 do 50 €/MWh. Time se troškovi proizvodnje iz gasnih elektrana održavaju dovoljno visokim da podrže večernje cene električne energije.

Čak i kada proizvodnja iz obnovljivih izvora obara dnevne cene zbog nižih graničnih troškova energije, troškovi povezani sa gasom ostaju cenovni pod tokom perioda ograničene ponude i povećane potražnje.

Prekretnica ka strategijama zasnovanim na unutardnevnoj krivi

Sveukupno posmatrano, maj 2026. predstavlja prekretnicu u strategiji trgovanja električnom energijom u Jugoistočnoj Evropi: prilike na tržištu sve manje zavise samo od razlika između cena u različitim zemljama, a sve više od upravljanja dnevnom krivom cena električne energije. U tom kontekstu baterijski sistemi za skladištenje energije dobijaju veću vrednost zajedno sa reverzibilnim hidroelektranama; fleksibilna industrijska potrošnja; virtuelni ugovori o otkupu električne energije (virtualni PPA); kao i napredne strategije unutardnevnog trgovanja.

Kako se tržišta regiona budu integrisala sa većim količinama obnovljive energije—uz istovremeno formiranje cena koje odražavaju nedostatak energije tokom perioda bez solarne proizvodnje—trgovci će verovatno sve preciznije usmeravati kapital ka rešenjima koja mogu da „premoste“ satne razlike između podnevnog pritiska pada cena i skupljih večernjih sati.