Dan unapred tržišta električne energije u SEE rastu 22. maja: slabija solarna proizvodnja i više uvoza podižu cene

Dan unapred tržišta električne energije širom Jugoistočne Evrope snažno su porasla za isporuku 22. maja 2026. godine, pri čemu je većina regionalnih čvorišta zabeležila oporavak nakon slabijeg cenovnog okruženja ranije tokom nedelje. Promena se prvenstveno vezuje za pogoršanje balansa iz obnovljivih izvora usled slabljenja solarne proizvodnje, rast zavisnosti od uvoza i širenje večernjih premija nestašice koje su se proširile Centralnom i Istočnom Evropom.

Regionalne cene: Mađarska ponovo najskuplja, Srbija ostaje diskontirana

Mađarski HUPX zatvorio je trgovanje na 116,02 €/MWh, što predstavlja rast od 9,3% na dnevnom nivou i vraća status najskupljeg velikog tržišta u regionu. Rumunski OPCOM je porastao na 111,89 €/MWh, hrvatski CROPEX na 110,08 €/MWh, a slovenački BSP na 109,28 €/MWh.

Bugarski IBEX dostigao je 103,82 €/MWh, dok je grčki HENEX ostao strukturno niži na 92,38 €/MWh zbog snažnijeg domaćeg balansiranja iz obnovljivih izvora i manjeg pritiska termalne marginalne proizvodnje. Srpski SEEPEX ostao je značajno diskontiran na 68,60 €/MWh, dok je crnogorski BELEN pao još niže na 59,73 €/MWh—najniži regionalni referentni nivo.

Zašto su cene skočile: pad solarne i vetarske proizvodnje pogoršao unutardnevni bilans

Oporavak cena bio je pre svega posledica naglog pogoršanja uslova proizvodnje iz obnovljivih izvora. Ukupna solarna proizvodnja u Jugoistočnoj Evropi pala je za 1.012 MW na dnevnom nivou na 5.302 MW, dok je proizvodnja vetra smanjena za dodatnih 575 MW na 3.662 MW. Ukupni gubici iz obnovljivih izvora premašili su 1,5 GW, što je zaoštrilo unutardnevni bilans i povećalo potrebu za uključivanjem termo kapaciteta i prekograničnim uvozom.

Istovremeno je rasla potrošnja: regionalna potrošnja porasla je za 559 MW na 28.246 MW. Neto uvozi skočili su za 1.570 MW na dnevnom nivou na 1.193 MW. Posebno su porasli ključni uvozi iz Austrije i Slovačke ka mađarsko–SEE koridoru (za ukupno 976 MW), što ukazuje na povratak značaja sever–jug tokova električne energije.

Večernji pikovi jačaju: spread Mađarska–Nemačka raste nakon negativne zone

Jedan od najjasnijih signala zatezanja fundamentalnih uslova bio je širenje spread-a Mađarska–Nemačka, koji je skočio na 9,67 €/MWh nakon ranijeg boravka u negativnoj zoni tokom nedelje. Takav pomak sugeriše da se ekonomika uvoza ka SEE regionu pojačala kada su se promenili uslovi proizvodnje iz obnovljivih izvora.

Struktura proizvodnje dodatno oslikava ovu dinamiku: proizvodnja iz gasnih elektrana porasla je za 471 MW na 3.109 MW, potvrđujući da gasne jedinice ponovo postaju marginalni balansni resurs tokom večernjih sati. Proizvodnja iz uglja ostala je povišena na 4.694 MW, dok je hidro bila relativno stabilna (6.824 MW), ali nije mogla da kompenzuje pad obnovljivih izvora; nuklearna proizvodnja ostala je oko 3.076 MW.

Dnevno vs večernje: cene se kompresuju tokom solarnih sati, a rastu predveče

Unutardnevne cenovne krive pokazuju izraženije večernje pikove širom regiona. Mađarska beleži maksimalnu dnevnu cenu od 226,8 €/MWh; Rumunija 207,1 €/MWh; Hrvatska 192,9 €/MWh; Grčka 166,4 €/MWh—pri čemu su mnoge berze vrhunac postigle tokom sati od oko 21 do 22 sata kada solarna proizvodnja opada nakon zalaska sunca uz visoku potrošnju.

Istovremeno, minimalne dnevne cene tokom solarnih sati približile su se nuli: Slovenija i Grčka beležile su gotovo nulte ili negativne unutardnevne cene. Ova divergencija između “solarnog” dela krive i večernjih vrhova dodatno jača ekonomski slučaj za baterijske sisteme za skladištenje energije (BESS) širom SEE tržišta.

Srbija kao izdvojeni slučaj i implikacije za investicije

Srbija je nastavila da trguje značajno ispod susednih EU tržišta: SEEPEX u proseku iznosio je samo 68,60 €/MWh—gotovo 47 €/MWh manje od HUPX-a. Diskont se povezuje sa relativno izolovanom strukturom cena u Srbiji i oslanjanjem na domaću proizvodnju iz uglja uz slabiju integraciju u šire EU balansne tokove.

U isto vreme taj jaz sve više naglašava dugoročni investicioni pritisak vezan za modernizaciju srpske proizvodnje i fleksibilnije kapacitete te evoluciju tržišta električne energije u okviru CBAM mehanizma.

Tokovi preko granice i forward kretanja: volatilnost spota deluje privremeno

Prekogranični komercijalni tokovi pokazali su nastavak strukturalnog izvoznog obrasca iz Rumunije ka Mađarskoj i Srbiji, dok je Grčka ostala značajan uvoznik. Rumunija izvozi približno 752 MW ka Mađarskoj u proseku; Mađarska izvozi oko 472 MW ka Hrvatskoj i oko 857 MW ka Austriji u baznom režimu—što potvrđuje ulogu Mađarske kao primarnog balansnog i tranzitnog čvorišta između Centralne Evrope i Jugoistočne Evrope.

Fjučers tržišta ostala su relativno stabilna uprkos spot rastu: mađarski nedeljni ugovori trgovali su se oko 96,50 €/MWh; junski bazni forward ugovori oko 103,50 €/MWh. EUA karbonske dozvole porasle su blago na oko 74,93 €/t; austrijske CEGH cene gasa blago su pale na oko 50,88 €/MWh—kretanja koja sugerišu da trgovci trenutnu volatilnost pripisuju vremenu i obnovljivim izvorima pre nego dubokoj strukturnoj promeni.

Hidro podrška postoji, ali nije dovoljna; regulatorni pritisak raste

Hidrološki uslovi pružaju delimičnu podršku regionalnim hidro sistemima: protok Dunava ostao je oko 6.757 m³/s iznad istorijskih proseka, što pomaže stabilizaciji hidro proizvodnje širom Rumunije i šireg balkanskog sistema. Ipak hidro energija sama po sebi nije dovoljna da nadoknadi sve izraženiju volatilnost solarne i vetro proizvodnje tokom naglih vremenskih promena.

Širi kontekst ide ka dubljoj infrastrukturnoj transformaciji sistema: Rumunija ubrzava investicioni zamah kroz Hidroelectrica ugovor o rekonstrukciji vredan188,5 miliona € za hidroelektranu Raul Mare Retezat (335 MW), kao i kroz napore Rezolv Energy da obezbedi podršku EBRD-a za novi vetro projekat od315 MW u okrugu Konstanca.

U Srbiji je Srbijagas proširio državni program gasifikacije u Leskovcu povećavajući vrednost projekta na86,8 miliona € bez PDV-a—što dodatno potvrđuje stratešku ulogu gasne infrastrukture u balansiranju sistema i industrijskoj dekarbonizaciji.

Dodatno ilustruje regulatorni pritisak zatvaranje jednog proizvodnog bloka u bugarskoj termoelektrani TPP Bobov Dol zbog ekoloških prekršaja. Takve intervencije verovatno će smanjivati raspoložive rezervne margine regiona u narednim godinama—posebno tokom perioda slabije proizvodnje iz obnovljivih izvora.

Kada se sagleda celina podataka za dan unapred isporuku od22.maja2026., regionalna tržišna slika sve više liči na fazu tranzicije viđenu ranije u zapadnoevropskim sistemima: kompresija cena tokom solarnih sati uz izražene večernje pikove balansiranja; veća zavisnost od fleksibilnog gasa; jači sever–jug prekogranični tokovi; te rast vrednosti skladištenja energije i brzoreagujućih fleksibilnih kapaciteta širom SEE tržišta—dinamike koje postepeno preoblikuju investicionu ekonomiku obnovljivih izvora, skladištenja energije i strategije prekogranične trgovine.