Cene struje u jugoistočnoj Evropi skočile 26. maja: Srbija među najskupljima zbog pada vetra i slabijeg uvoza

Tržišta električne energije u jugoistočnoj Evropi zategnula su se 26. maja 2026. godine, a Srbija je izronila kao jedno od najskupljih tržišta u regionu. Rast cena nije bio jednokratna reakcija na jedan faktor, već rezultat kombinacije slabije proizvodnje iz vetra, viših temperatura i smanjene dostupnosti uvoza—što je zajedno pojačalo potrebu za fleksibilnošću u povezanim elektroenergetskim sistemima.

Regionalni skokovi na day-ahead berzama

Na srpskom SEEPEX day-ahead tržištu cene su porasle na 115,87 EUR/MWh, što predstavlja rast od 7,3% na dnevnom nivou. Trgovanje se odvijalo iznad gotovo svih susednih regionalnih berzi osim Italije, gde su cene skočile na čak 126 EUR/MWh.

Crnogorsko tržište BELEN zabeležilo je jedan od najvećih regionalnih skokova i dostiglo 110,53 EUR/MWh. Mađarski HUPX porastao je na 112,59 EUR/MWh, dok je rumunski OPCOM dostigao 107,93 EUR/MWh—potvrđujući širi trend zatezanja tržišta širom centralne i jugoistočne Evrope.

Pad vetra preusmerio balansiranje ka gasu i uglju

Najveći doprinos rastu cena došao je iz naglog pogoršanja proizvodnje iz vetra. Ukupna proizvodnja vetroelektrana u SEE tržišnom klasteru pala je za više od 1 GW u odnosu na prethodni dan: sa 3.911 MW na 2.834 MW. Posledica je bila da su operateri sistema i tržišni učesnici morali mnogo više da se oslanjaju na proizvodnju iz gasa i uglja tokom ključnih perioda balansiranja.

Proizvodnja iz gasnih elektrana povećana je za više od 700 MW na dnevnom nivou, dok je proizvodnja iz uglja takođe porasla jer su konvencionalni termoenergetski blokovi ponovo postali marginalni proizvođači potrebni za stabilizaciju sistema. Hidroproizvodnja je umereno porasla zahvaljujući jačim rečnim tokovima i podršci akumulacija, ali sama fleksibilnost hidroenergije nije bila dovoljna da nadomesti kolaps vetra.

Solarna energija ublažila pritisak tokom dana, ali ne i večernje rampe

Solarna energija delimično je amortizovala pritisak tokom podnevnih sati: regionalna solarna proizvodnja snažno je odskočila na 5.838 MW (rast od gotovo 1,3 GW). Ipak, trgovačke krive pokazale su da solarna proizvodnja više pojačava nego eliminiše volatilnost—podnevne cene su nakratko prilazile nuli ili čak ulazile u negativne vrednosti na pojedinim tržištima, dok su večernji sati beležili agresivne skokove čim bi solarna proizvodnja nestala.

Mađarska je ponovo demonstrirala najizraženiji profil intraday volatilnosti: satne cene na HUPX-u kratko su pale ispod nule tokom podneva, a zatim skočile iznad čak 250 EUR/MWh tokom večeri. Slični obrasci pojavili su se i u Sloveniji, Hrvatskoj i Rumuniji, mada manje ekstremno.

Zagušenja i slabiji uvoz pojačali lokalni rizik

Za Srbiju struktura cena sve više odražava tranziciju od tradicionalnog modela bazne proizvodnje zasnovane na uglju ka sistemu koji traži fleksibilnost—ali uz znatno volatilnije uslove balansiranja. Elektroenergetski sistem ostaje snažno zavisan od termokapaciteta tokom večernjih perioda, dok zagušenja na regionalnim interkonekcijama sve češće ograničavaju mogućnost “jeftinog” uvoza iz centralne Evrope upravo kada pritisak raste.

Trend potrošnje dodatno je opteretio balans: regionalna tražnja širom SEE regiona porasla je na gotovo 28 GW (rast od skoro 2 GW dnevno), uz temperature od oko 23–24°C. Potreba za hlađenjem pojavila se ranije nego što je tipično ove godine—što znači da se stres za balansne uslove pojavio dok intermitentnost obnovljivih izvora ostaje visoka.

Prekogranični tokovi takođe su oslabili: neto regionalni uvoz pao je na svega 553 MW. Uvozni tokovi iz Austrije i Slovačke prema mađarsko-slovenačkom koridoru značajno su opali u odnosu na prethodnu sesiju. To ukazuje da se zatezanje oseća ne samo unutar SEE regiona već i šire po Evropi: nemačke cene električne energije porasle su iznad 100 EUR/MWh, čime se slabi mehanizam arbitraže “zapad–istok” koji često pomaže da se volatilnost ublaži.

Forward cene ostaju visoke; investitori gledaju ka skladištenju

Širenje spread-a između Mađarske i Nemačke dostiglo je približno 14,7 EUR/MWh, potvrđujući rastuću divergenciju između tržišnih struktura centralne Evrope i jugoistočne Evrope. Kako penetracija obnovljivih izvora raste brže od razvoja prenosne mreže i skladištenja energije, region sve češće doživljava lokalizovane nestašice i skokove cena tokom večernjih rampi uprkos velikoj solarnoj ponudi tokom dana.

Forward tržišta reflektuju strukturno visoka očekivanja cena: mađarski week-ahead i junski ugovori kretali su se u rasponu od 103–110 EUR/MWh. Cene gasa za austrijske CEGH bile su oko 49,5 EUR/MWh, dok su EUA cene ugljenika bile iznad 76 EUR/t. Takvi nivoi vrše pritisak na ekonomiku termoelektrana—ali istovremeno jačaju dugoročnu investicionu logiku obnovljivih izvora i baterijskih sistema za skladištenje energije (BESS).

Regulatorna odluka Srbije menja srednjoročnu dinamiku projekata

Pored tržišne slike, regulatorni razvoj utiče na investicione planove. Vlada Srbije odlučila je da obrada studija priključenja za varijabilne projekte obnovljivih izvora bude odložena do 2029. godine. Iako to može privremeno usporiti realizaciju novih projekata obnovljivih izvora, potez istovremeno povećava vrednost postojećih operativnih postrojenja i projekata koji već imaju povoljnu mrežnu poziciju ili obezbeđena prava priključenja.

Kombinacija ograničenog pristupa mreži, rastuće večernje volatilnosti i jače vrednosti balansiranja postupno pretvara tržišta električne energije jugoistočne Evrope u jedan od dinamičnijih evropskih regiona sa visokim rizikom oscilacija cena. Za Srbiju posebno se sve jasnije naglašava da će se vrednovati fleksibilnost i dispečibilnost—kao i pristup mreži—više nego samo broj instaliranih kapaciteta obnovljivih izvora.