SEE dnevna analiza: razilaženje cena na jugu i “scarcity” dinamika u Srbiji

Regionalno tržište električne energije 19. juna prešlo je u jasniji bifurkacioni obrazac cena, pri čemu su severni i centralni evropski sistemi ostali strukturno zategnuti, a Jugoistočna Evropa dobila oslonac iz jače proizvodnje iz obnovljivih izvora—posebno solarne i vetroenergije. Takav miks pogodovao je južnim tržištima da drže niže nivoe cena, ali je istovremeno otvorio prostor za izraženu divergenciju između Mađarske i tržišta južnog Balkana.

Spot cene: Mađarska najskuplja, Srbija jedino veće tržište sa rastom

Mađarska je ostala najskuplje tržište u regionu na nivou od 115,75 €/MWh, iako je zabeležen značajan dnevni pad od skoro 18 €/MWh. Srbija je krenula u suprotnom smeru: SEEPEX je porastao na 111,05 €/MWh, što je oko +32 €/MWh više nego prethodnog dana—čime se izdvojila kao jedino veće tržište sa snažnim rastom.

Rumunija je zatvorila na 105,99 €/MWh, Slovenija na 105,52 €/MWh, a Hrvatska na 103,98 €/MWh. Bugarska i Grčka su ostale znatno niže na 81,88 €/MWh i 76,84 €/MWh. Razlika između severnijih/centralnih cena i juga odražava pritisak koji obnovljivi izvori vrše u južnim delovima regiona.

Struktura cena sugeriše da obnovljiva proizvodnja sve više određuje nivoe cena na jugu. Ipak, zagušenja mreže i lokalne potrebe za balansiranjem nastavljaju da podržavaju premije u Srbiji i Mađarskoj.

Obnovljivi izvori pojačali uticaj: region privremeno neto izvozi

Regionalna potrošnja porasla je na oko 30,2 GW, dok je ukupna proizvodnja porasla još brže—na oko 30,6 GW. Zbog toga je region privremeno funkcionisao kao blagi neto izvoznik.

Proizvodnja vetra skočila je za više od 1,1 GW u jednom danu, dok je solarna proizvodnja porasla za više od 540 MW. Time se dodatno potvrdio sve veći uticaj vremenski zavisne proizvodnje na formiranje cena.

Miks proizvodnje bio je relativno uravnotežen po tehnologijama: solar (21%), hidro (20%), nuklearna (17%), ugalj (15%), gas (14%) i vetar (9%). Obnovljivi izvori tako sada čine oko polovine ukupne regionalne proizvodnje, što sve snažnije oblikuje intraday volatilnost i raspon cena.

Mađarska kao referentni signal; spreadovi se šire

Mađarska ostaje ključni referentni cenovni signal za Jugoistočnu Evropu. Spread Mađarska–Nemačka proširio se na 7,57 €/MWh, poništavajući ranije negativne razlike. Istovremeno, uvoz iz Austrije i Slovačke ponovo je prešao u pozitivnu zonu, što ukazuje na obnovljenu zavisnost od zapadnoevropskih tokova u vršnim satima.

Forward kriva ostaje izrazito bullish: Week 26 Hungary Baseload iznosi 137,50 €/MWh; Week 27 128,50 €/MWh; Jul 2026 119,00 €/MWh; a Calendar 2026 110,50 €/MWh. Nivoi sugerišu da trgovci očekuju napete letnje bilanse i rizik večernje nestašice.

Srbija kao izuzetak: “scarcity pricing” uprkos povoljnijim regionalnim uslovima

Srbija se pokazala kao najneobičnije tržište tog dana: SEEPEX je porastao dok su većina regionalnih berzi beležila padove. Trgovanje se odvijalo iznad Hrvatske, Bugarske, Grčke i Crne Gore uprkos generalno povoljnim obnovljivim uslovima u regionu.

U tekstu se to povezuje sa strukturnim obrascem u Srbiji koji uključuje smanjenu fleksibilnost zbog sporije integracije novih obnovljivih kapaciteta u mrežu; više troškove balansiranja u vršnim satima; veću zavisnost od uvoza u pojedinim satima; kao i ograničen razvoj novih merchant OIE projekata. Kao rezultat toga, Srbija sve više pokazuje lokalizovanu dinamiku “skorosti” (scarcity pricing), čak i kada su regionalni fundamenti relativno opušteni.

Prekogranični tokovi: zapad–istok i sever–jug dominiraju

Komercijalni tokovi potvrđuju nastavak snažnih kretanja električne energije zapad–istok i sever–jug. Glavni prosečni tokovi zabeleženi su kao Mađarska → Austrija (~705 MW), Slovenija → Italija (~692 MW) te Mađarska → Slovačka (~601 MW). Rumunija → Mađarska (~420 MW) takođe ostaje značajna karika.

Podaci ukazuju na Italiju kao premium “sink” tržište koje privlači izvoz kada god postoji raspoloživ prenosni kapacitet.

Goriva pod pritiskom naniže; skladištenje dobija strateški značaj

Fundamentalni indikatori goriva ostali su generalno bearish za cene električne energije. Gas tržišta dodatno su oslabila: CEGH Austrija gas na 42,21 €/MWh i grčki gas benchmark na 40,07 €/MWh. Ugalj je takođe pao (API2 jul 2026: 110,5 $/t; Q3 2026: 109,5 $/t), dok je karbon ostao stabilan (EUA Dec-2026: 80,01 €/t). Sveukupno slabiji inputi goriva vrše pritisak naniže na marginalne troškove proizvodnje električne energije.

Ipak, niz događaja ukazuje na ubrzano pomeranje ka sistemu vođenom fleksibilnošću. Bugarska je pustila u rad baterijski sistem od 602 MWh u Burgasu; Rumunija dodaje hibridni projekat od 26 MW solar + 10,67 MWh baterije; a Grčka prijavljuje više od 4,5 GW zahteva za priključenje data centara. Trendovi zajedno potvrđuju da skladištenje postaje trgovački i arbitražni asset te da fleksibilnost postaje ključno usko grlo sistema—dok data centri sve više deluju kao strukturni driver potrošnje.

Trgovački pogled: letnja volatilnost ostaje ključna

Tržište nastavlja da pokazuje klasičan letnji obrazac volatilnosti: jak solarni pritisak tokom dana uz strme večernje rampe. Mađarska ostaje regionalni benchmark cenâ; istovremeno Srbija sve više funkcioniše kao zasebna cenovna zona vođena lokalnim ograničenjima balansiranja umesto isključivo regionalnim fundamentima.

U narednom periodu—kraj juna i početak jula—kombinacija snažne OIE proizvodnje, slabijih cena gasa (uz stabilan karbon) i umerenih temperatura upućuje na generalno bearish prosečan nivo cena. Ipak, večernji spreadovi i intraday volatilnost ostaju veoma atraktivni posebno za operatore skladištenja i fleksibilne kapacitete u Mađarskoj i Srbiji te duž italijanskog izvoznog koridora.