Jugoistočna Evropa: solar potiskuje dnevne cene, gas se vraća u večernju ulogu dok Srbija slabi

Kalendarska nedelja 22 (CW22) 2026. u Jugoistočnoj Evropi donela je nastavak strukturnog pomeranja elektroenergetskog sistema: formiranje cena sve više prati dominaciju solarne energije tokom dana. Iako su prosečne cene električne energije pale na većini tržišta, osnovna slika proizvodnje postaje sve polarizovanija između rekordne solarne proizvodnje i naglog pada proizvodnje iz uglja. Region ulazi u letnji period sa sve jasnijim obrascem viškova u podne i deficita u večernjim satima, što menja način na koji tržište reaguje na fundamentalne uslove.

Cene pod pritiskom, ali struktura tržišta se menja

Na HUPX tržištu bazne energije prosečna cena iznosila je 105,20 €/MWh, što je pad od 3,94 €/MWh na nedeljnom nivou. Nemačke cene su pale još izraženije na 94,90 €/MWh. Na srpskom SEEPEX-u prosečna cena bila je 105,71 €/MWh, pa je Srbija postala najskuplje tržište u centralnom delu Jugoistočne Evrope; Grčka je ostala najjeftinija sa 86,77 €/MWh. Severna Italija je zadržala strukturnu odvojenost od ostatka regiona sa cenom od 123,87 €/MWh, održavajući premiju od gotovo 19 €/MWh u odnosu na Mađarsku.

Solarni rast se direktno preslika(vao) u cenu i operativnu dinamiku. Dnevne cene su nastavile da slabe, a negativne cene ostale su redovna pojava u Mađarskoj: HUPX je zabeležio 12 sati sa negativnim cenama, tek nešto manje nego prethodne nedelje (15 sati). Paralelno je proizvodnja iz prosumera smanjila izmerenu potrošnju iz mreže; uprkos porastu temperatura i početku rasta potrošnje za hlađenje, ukupna regionalna potrošnja pala je na najniži nivo od maja 2025.

U praksi to znači da tržište sve manje reaguje samo na vremenske promene potražnje. Krovna solarna proizvodnja potiskuje mrežnu potrošnju tokom dnevnih sati i stvara „veštačko“ smanjenje potražnje koje se vidi kroz podatke prenosnog sistema.

Rekordna solarna proizvodnja i dalji strukturni pad uglja

CW22 je obeležio snažan rast fotonaponske proizvodnje. Regionalna solarna proizvodnja dostigla je novi rekord sa vršnom vrednošću od 11.251 MW—rast od 1.590 MW u odnosu na prethodnu nedelju i više od 3 GW iznad istog perioda 2025. godine. Solarni rast zabeležen je na svim ključnim tržištima: Bugarskoj, Rumuniji, Grčkoj, Mađarskoj i Srbiji.

Na strani konvencionalnih izvora trend pada nastavio se bez zastoja: proizvodnja iz termoelektrana na ugalj dostigla je novi istorijski minimum u Jugoistočnoj Evropi. Prosečna regionalna proizvodnja iz uglja pala je na 3.743 MW (smanjenje od 505 MW na nedeljnom nivou), odnosno gotovo 945 MW manje nego u istom periodu prošle godine. Najveći pad zabeležen je u Srbiji—proizvodnja iz uglja smanjena je za 371 MW u odnosu na prethodnu nedelju i za 585 MW na godišnjem nivou.

Srbija i dalje čini oko 40% ukupne proizvodnje iz uglja u regionu, ali smer kretanja ostaje silazan. Prema opisu događaja, pad se objašnjava kombinacijom slabije potražnje, jače solarne proizvodnje i operativnih ograničenja lignitnih kapaciteta.

Ova promena ima važnu posledicu za cenu tokom večernjih vrhova: kako se ugalj povlači kao pouzdan oslonac posle zalaska sunca, tržišta sve više zavise od gasa za pokrivanje preostale potražnje.

Gas jača kao večernja marginalna tehnologija

Proizvodnja iz gasa naglo raste: dostigla je 3.608 MW (povećanje od 555 MW na nedeljnom nivou), uz najviši nivo od početka aprila. Grčka je najviše doprinela tom skoku, ali su značajan doprinos dale i Mađarska i Rumunija.

Trend koji se pojavio tokom proleća dobio je potvrdu: solar dominira formiranjem cena tokom dana, dok gas preuzima dominantnu ulogu u večernjim satima. Rezultat je veća intradnevna volatilnost—razlike između dnevnih i večernjih cena postaju izraženije umesto da tržište pokazuje jednolične nivoe cena.

Iako su cene gasa na austrijskom CEGH tržištu pale na 48,60 €/MWh, troškovi emisija su rasli: EUA su porasle na 78,83 €/tCO₂ (najviši nivo od februara). Rast cena emisija dodatno povećava troškove termoelektrana i jača ekonomsku prednost solarne energije tokom dana.

Hidrologija kao rastući rizik za naredne mesece

Još jedan ključni faktor bio je slaba hidrološka situacija. Regionalna hidro proizvodnja pala je na 6.412 MW, dok su dotoci na Dunavu bili značajno ispod sezonskih proseka—oko 53% ispod istorijskog proseka za taj period. Hidro proizvodnja bila je posebno slaba u Srbiji i Albaniji.

Za ostatak leta hidrologija može postati jedan od glavnih tržišnih rizika: slabiji hidro-reservoari zajedno sa većom potražnjom za hlađenjem mogli bi povećati zavisnost od gasa tokom jula i avgusta. Taj rizik trenutno delimično prikriva „izuzetno jak“ solarni učinak.

Srbija pogoršava bilans; Grčka jača izvozni kapacitet

Po zemljama izdvojilo se pogoršanje elektroenergetskog bilansa Srbije. Srbija je ostvarila neto uvoznu poziciju približno 1.228 MW—pogoršanje od više od 600 MW na nedeljnom nivou i jedan od najnižih nivoa ikada zabeleženih prema izveštaju. Smanjenje uglja, slabija hidro proizvodnja i niža vetro-proizvodnja doprineli su tom rezultatu.

Miks proizvodnje Srbije tokom CW22 približno je obuhvatao: 1.278 MW uglja, 840 MW hidro energije, 170 MW solarne energije i oko 25 MW gasa uz ograničenu vetro-proizvodnju; domaća potrošnja ostala je relativno stabilna na oko 3.268 MW. Zbog toga raste zavisnost zemlje od uvoza—što trgovcima povećava značaj regionalnih cenovnih signala i prekograničnih zagušenja.

Nasuprot tome, Grčka jača svoju poziciju kao regionalno balansno čvorište Jugoistočne Evrope. Grčka je ostvarila prosečan neto izvoz od oko 1.512 MW—među najvišim nivoima ikada zabeleženim—zahvaljujući snažnoj solarnoj proizvodnji, značajnoj gasnoj komponenti i boljem korišćenju prenosne mreže uprkos rastu domaće potrošnje.

U kombinaciji sa novim interkonekcijama te rastućim kapacitetima obnovljivih izvora i projektima skladištenja (kako se navodi), Grčka sve više funkcioniše kao izvoznik energije umesto periferno tržište.

Nuklearna energija ostaje ograničenje; prenos meša signale

Nuklearna proizvodnja ostala neuobičajeno niska: regionalno nuklearni kapacitet bio je oko 3.098 MW—među najnižim nivoima ikada zabeleženim zbog planiranih remonta u Mađarskoj, Rumuniji i Bugarskoj te nekoliko neplaniranih prekida rada; to predstavlja skoro 1 GW manje nego godinu ranije za isti period.

Kako bi se reaktori vraćali tokom druge polovine leta (prema očekivanju navedenom), dodatna bazna snaga mogla bi izvršiti pritisak ka snižavanju regionalnih cena i smanjiti potrebu za gasom.

Dinamika prenosa bila je mešovita: porastao je uvoz iz CORE tržišta ka Jugoistočnoj Evropi do najvišeg nivoa poslednje tri nedelje zbog slabijih regionalnih fundamentalnih pokazatelja. Međutim, kapacitet između Nemačke i Mađarske unutar flow-based market coupling-a ostao je veoma ograničen—među najmanjima još od perioda oko 2024 godine.

Region takođe nastavlja pozitivne izvozne tokove ka Ukrajini i Moldaviji već trideset pet uzastopnih nedelja (uz napomenu da su obimi manji nego ranije), pri čemu ovi tokovi utiču na zagušenja i podržavaju cene naročito u večernjim satima.

Šta CW22 govori o junu i letoj sezoni

Iz CW22 izdvajaju se tri strukturne teme za naredni period:

(1) Solar postaje dominantan faktor formiranja dnevnih cena; negativne cene više nisu izuzetak već deo strukture tržišta.(2) Gas sve češće deluje kao marginalna tehnologija predveče/uveče, što povećava razliku između dnevnih i večernjih cena—i jača poslovni model baterijskih sistema.(3) Pogoršanje bilansa Srbije stoji naspram jačanja izvozne pozicije Grčke, što ukazuje na rastuću divergenciju unutar regionalnog tržišta električne energije.

Za investitore koji procenjuju projekte obnovljivih izvora CW22 dodatno naglašava da buduća vrednost neće zavisiti samo od godišnje proizvedenih količina (MWh), već sve više od sposobnosti monetizacije energije tokom večernjih vrhova potrošnje: solar bez skladištenja suočava se sa većim rizikom kanibalizacije profita kada dnevni višak pritiska cenu; nasuprot tome kombinacije solar + baterije te fleksibilni portfelji zasnovani na gasu dobijaju strateški značaj kako region ulazi dublje u letnju sezonu potražnje.