Jugoistočna Evropa u junu 2026: potražnja za hlađenjem i manjak fleksibilnosti podigli su cene električne energije

Jun 2026. poslao je jasan signal tržištima električne energije u Jugoistočnoj Evropi: kada potražnja naglo poraste zbog visokih temperatura, a fleksibilnost sistema ne prati tempo, cene se pomeraju naviše čak i ako gorivo poskupi manje ili čak pojeftini. Poređenje perioda od 16. do 30. juna sa prvom polovinom meseca pokazuje rast cena na većini regionalnih berzi, uz Mađarsku kao najveću tačku premije.

Cene rastu širom regiona uprkos nižim cenama gasa

Na mađarskom HUPX-u cena je dostigla 149,01 €/MWh, što je rast od 48,7 €/MWh. Rumunski OPCOM zabeležio je 146,80 €/MWh, uz povećanje od 47,6 €/MWh. Hrvatska je pratila trend sa cenom od 136,67 €/MWh, dok je Slovenija završila period na 134,33 €/MWh.

Srpski SEEPEX porastao je na 114,87 €/MWh, crnogorski BELEN na 108,63 €/MWh. Bugarska i Grčka zabeležile su umereniji rast—99,72 €/MWh odnosno 95,72 €/MWh—ali su i one osetile isti obrazac kretanja cena tokom druge polovine meseca.

Važno za investitore: pad troškova goriva nije uspeo da preokrene trend. Prosečna cena prirodnog gasa na CEGH tržištu pala je sa 49,35 €/MWh na 43,06 €/MWh; u Grčkoj je smanjena sa 46,14 €/MWh na 41,37 €/MWh. Istovremeno je cena EUA emisionih jedinica porasla sa 77,85 €/t na 80,31 €/t. Ipak, rast cena električne energije u drugoj polovini juna nije objašnjen višim troškovima goriva već kombinacijom vremenskih uslova, ograničenja u radu nuklearnih postrojenja, zavisnosti od uvoza i nedostatka fleksibilnosti tokom večernjih sati.

Potrošnja za hlađenjem prebacila sistem iz “povoljnog” režima u stres

Glavni pokretač rasta cena bila je povećana potrošnja električne energije usled viših temperatura. Prosečna potrošnja u regionu HU+SEE porasla je sa 28.054 MW u prvoj polovini juna na 31.414 MW u drugoj polovini meseca—rast od 3.360 MW.

Temperaturni skok bio je jednako izražen: prosečna temperatura u regionu HU+SEE bez Grčke porasla je sa 20,3°C na 25,5°C; u Grčkoj sa 24,1°C na 26,7°C. Prema podacima iz teksta izvora, to je značilo prelazak iz perioda kada su povoljni uslovi za obnovljive izvore dominirali ranim letnjim fazama ka režimu sa znatno većim pritiskom na sistem.

Do kraja juna region se takođe preusmerio iz povremenih izvoznih viškova ka značajnoj zavisnosti od uvoza: HU+SEE je imao prosečan neto izvoz od -466 MW tokom druge polovine meseca i dostigao -2.682 MW 30. juna.

Proizvodnja raste po tehnologijama—ali ne dovoljno da “zatvori” jaz

Proizvodnja električne energije povećana je kod gotovo svih tehnologija. Gasne elektrane dodale su 1.177 MW (na ukupno 4.757 MW), proizvodnja iz uglja porasla je za 476 MW (na 5.014 MW), a nuklearna proizvodnja povećana je za 922 MW (na 4.901 MW). Vetar i sunce zabeležili su dodatnih 841 MW odnosno 894 MW.

Jedini veći pad bio je kod hidroenergije: smanjena je za 130 MW na nivo od 6.098 MW. Uprkos tome što regionalni miks ostaje snažno oslonjen na obnovljive izvore (solar čini oko 23%, hidroenergija oko 20%, a slede ugalj oko 17%, gas oko16%, nuklearna energija oko16% i vetar oko8%), formiranje cena sve više zavisi od dostupnosti fleksibilnih kapaciteta tokom večernjih sati—manje od prosečne dnevne proizvodnje obnovljivih izvora.

Večernji vrhovi otkrivaju novu logiku formiranja cena

Najvažniji signal iz juna bila je rastuća vrednost fleksibilnosti i mogućnosti upravljanja proizvodnjom. Velika proizvodnja iz solarnih elektrana spustila je dnevne cene gotovo do nule pa čak i u negativnu zonu na pojedinim tržištima; istovremeno su večernji skokovi postajali sve izraženiji.

Maksimalna satna cena dostigla je ekstremne nivoe: u Mađarskoj do čakog maksimuma od 923,1 €/MWh; Rumuniji do 954,6 €/MWh; Sloveniji do1 .041 ,5 €/MWh; Hrvatskoj do946 ,6 €/MWh; dok je Srbija zabeležila maksimum od800 €/MWh.

Ovi brojevi ukazuju da regionalna tržišta sve više vrednuju baterijska skladišta, brzinu povećanja proizvodnje (dispatchability), prekogranične kapacitete i fleksibilne elektrane—ne samo količinu proizvedene energije.

Mađarska pod najvećim pritiskom zbog hlađenja nuklearne elektrane

Mađarska se izdvojila kao glavno žarište napetosti regionalnog tržišta. Potrošnja električne energije dostigla je novi letnji rekord od7 .488 MW29 . juna. Nuklearna elektrana Paks suočila se s privremenim ograničenjima rada zbog visokih temperatura vode Dunava koje su premašile ekološke pragove.

Prema tekstu izvora, mađarske vlasti odobrile su privremeno izuzeće kako bi se izbeglo veće smanjenje proizvodnje: ograničenje rada svedeno je na40 MW umesto mogućih640 MW. U kombinaciji s ekstremnim vrućinama, visokom potrošnjom i potrebom za uvozom to objašnjava zašto HUPX nosi najvišu cenovnu premiju u Jugoistočnoj Evropi.

Rumunija pokazuje “dan pun energije”, ali veče ostaje problem

Rumunija ilustruje još jedan trend koji investitori prate kroz razlike između dnevnih viškova i večernjeg manjka: zemlja ima rekordnu proizvodnju iz solarnih elektrana od2 .952 MW uz dodatnih oko1 .930 MW iz prosumerskih sistema—što približava ukupnu podnevnu solarnu proizvodnju nivou od približno5 GW.

Ipak, uprkos obilju tokom dana, druga polovina juna donela je prosečan neto uvoz od -637 MW. To dodatno naglašava jaz između podnevne ponude i večernje potražnje—dinamiku koja jača investicioni slučaj za baterijska skladišta i druge oblike fleksibilnosti poput upravljanja potrošnjom ili jačanja prenosne mreže.

Grčka kao južni balansni centar regiona

Grčka nastavlja da funkcioniše kao glavni južni balansni centar regiona: prosečna cena ostala je relativno niska (95,72 €/MWh), ali zemlja ostvaruje prosečan neto izvoz od1 .385 MW tokom posmatranog perioda.

Miks proizvodnje činili su gas (36%), solar (33%) i energija vetra (22%). Izvor navodi da se višak obnovljive energije i fleksibilna gasna proizvodnja izvoze prema Bugarskoj, Severnoj Makedoniji i Albaniji—što pomaže stabilnosti sistema.

Srbija kombinuje rekordnu trgovinu s strukturnim oslanjanjem na uvoz

Srbija prikazuje kombinaciju izazova i strateških prilika: SEEPEX završava period s prosečnom cenom od114 ,87 €/MWh uz rekordni mesečni obim trgovanja dan unapred od569 .139 MWh (rast12 ,6% u odnosu na isti period prethodne godine).

Ipak struktura ostaje zahtevna—Srbija ostaje strukturno zavisna od uvoza sa prosečnim neto izvozomod -706 MW; dominantni izvori proizvodnje su ugalj (66%) i hidroenergija (32%). U takvim uslovima tekst navodi planirani investicioni program Srbije: oko1 GW solarnih elektrana uz najmanje200 MW /400 MWh baterijskih skladišta; razvoj reverzibilne hidroelektrane Bistrica; kao i nove vetroelektrane poput Alibunara.

Crna Gora pokazuje cenu oslanjanja na pouzdanu domaću proizvodnju

Kod Crne Gore pouzdanost domaće proizvodnje dolazi do izražaja kroz bilanse trgovine energijom: BELEN ima prosečnu cenu108 ,63 €/MWh dok zemlja ostaje neto uvoznik sa bilansomod -77 MW.

U tekstu se navodi da je EPCG potrošila oko142 miliona evra na uvoz električne energije tokom2025 . godine zbog zastoja TE Pljevlja i slabije hidrologije; oko780 GWh uvezene energije zamenilo je izgubljenu termo proizvodnju dok je dodatnih320 GWh bilo potrebno zbog manjeg rada hidroelektrana.

Naredni koraci operatora CGES uključuju ulaganja u mrežu kod Perućice i Pljevalja koja bi mogla omogućiti priključenje oko550 MW novih obnovljivih kapaciteta; unapređenje koridora Trebinje–Perućica–Podgorica–Vau trebalo bi da poveća prekogranični kapacitet na oko600 MW.

Baterije i mreža postaju centralni deo investicione priče

Kroz ceo region investicioni trend postaje sve jasnije usmeren ka infrastrukturi koja obezbeđuje fleksibilnost: baterijska skladišta, modernizacija mreže i hibridni obnovljivi projekti prelaze iz dopune sistema ka njegovoj osnovi.

Bugarska proširuje portfelj skladišta kroz više novih projekata—među njima Solarpro baterijsko postrojenje u Burgasu kapaciteta602 MWh—dok Mađarska pušta nova skladišta u Tisaujvarosu i Ajki. Rumunija nastavlja razvoj velikog broja projekata solarnih elektrana s baterijama uključujući samostalne baterijske sisteme, hibridne PPA ugovore i ulaganja u prenosnu mrežu.

Ključna logika koju tekst ističe jeste da ovakvi projekti mogu direktno iskoristiti rastuće dnevne razlike između “jeftinog” solarnog vremena tokom dana i skupljih večernjih sati kroz skladištenje energije ili brže prilagođavanje isporuke potražnji.

Novi režim formiranja cena traži više fleksibilnosti nego što sama obnova može pružiti

Sveukupno gledano Jugoistočna Evropa ulazi „u novu eru“ formiranja cena električne energije: tradicionalni model zasnovan na termo baznoj proizvodnji uz balansiranje hidroenergijom postupno ustupa mesto sistemu gde solar određuje dnevno dno cena; gas i uvoz definišu večernje vrhove; a raspoloživost prekograničnih interkonekcija stvara lokalne premije kada nedostaje energija.

Zato podaci iz juna ukazuju da ubrzani razvoj obnovljivih izvora sam po sebi nije dovoljan za smanjenje tržišnog rizika: bez kapaciteta za skladištenje, jačanja mreže i veće fleksibilnosti sistema rast obnovljivih izvora može dodatno pojačati oscilacije cena tokom dana. Dugoročne investicione prilike prema tekstu koncentrisaće se upravo tamo gde se kombinuju tehnologije sposobne da ublaže te oscilacije—hibridni solar s baterijama, vetroelektrane uz balansna rešenja, reverzibilne hidroelektrane, velika mrežna skladišta te industrijski PPA ugovori sa satnim usklađivanjem proizvodnje i fleksibilnim klauzulama.