SEE tržište struje 26. juna 2026: pad spot cena, ali premija rizika u severnim čvorištima ostaje

Dan-unapred (day-ahead) tržište električne energije za 26. jun 2026. pokazalo je cenu koja je u apsolutnim iznosima popustila, ali je struktura ponude i potražnje ostala zategnuta. Iako su spot cene pale u većem delu jugoistočne Evrope, ključni signal nije bio slabljenje fundamentalnih faktora, već jasna podela između visoko cenovnog severnog koridora (Mađarska, Rumunija i Italija) i niže cenovnog južnog balkanskog bloka predvođenog Grčkom i Bugarskom.

Potražnja raste, sistem prelazi u neto uvoz

Regionalna potražnja porasla je na 33.208 MW, što je za 1.127 MW više nego prethodnog dana. Istovremeno, sistem je prešao u neto uvoznu poziciju od oko 444 MW, naspram samo 25 MW dan ranije. Jača proizvodnja iz obnovljivih izvora ublažila je dnevne cene, ali je večernja nestašica zadržala premiju rizika u severnim i centralnim čvorištima.

Snažna konvergencija na severu; južne zone oštro niže

Mađarski HUPX ostao je referentno regionalno tržište sa cenom od €158,12/MWh (pad od €17,6/MWh), ali i dalje najvišom među SEE povezanim tržištima. Rumunski OPCOM bio je gotovo usklađen sa Mađarskom na €155,80/MWh, dok je Italija iznosila €155,46/MWh—što potvrđuje konvergenciju u severnom i zapadnom cenovnom pojasu.

Nasuprot tome, južna tržišta zabeležila su znatan pad. Grčka je pala na €87,69/MWh (–€33,6/MWh), a Bugarska na €96,53/MWh (–€25,0/MWh). Širenje spreadova—€70,43/MWh između Mađarske i Grčke i €61,59/MWh između Mađarske i Bugarske—odražava razlike u potražnji i strukturni disbalans: snažna dnevna solarna proizvodnja na jugu uz ograničenu prenosnu fleksibilnost ka severu i višim cenovnim zonama.

Srbija stabilnija zbog uloge srednje-cenovnog koridora

Srbija je ostala relativno stabilna uprkos regionalnom padu. SEEPEX je iznosio €127,53/MWh uz blagi dnevni pad. Time se Srbija pozicionira ispod Mađarske, ali znatno iznad Grčke i Bugarske.

U pozadini tog profila stoji strukturna uloga Srbije kao strukturnog uvoznika u balkanskom sistemu: prosečan neto uvoz iznosio je oko 750 MW uz pikove preko 1.100 MW. Domaća proizvodnja od oko 3.076 MW naspram potrošnje od 3.826 MW ukazuje na nastavak oslanjanja na ugalj uz podršku hidro energije i minimalnu proizvodnju iz vetra. U praksi, Srbija deluje kao srednje-cenovni koridor—izložen kako jeftinijim južnim tokovima tako i severnoj cenovnoj oskudici.

Volatilne intraday krive jačaju značaj fleksibilnosti

Intraday krive dodatno potvrđuju visok nivo volatilnosti. Mađarska i Rumunija zabeležile su ekstremne večernje skokove: cene su se kretale blizu €500/MWh (Mađarska) i €477,5/MWh (Rumunija) u H21, dok su dnevni minimumi padali na oko €44–45/MWh.

Srbija ima sličan obrazac ali blaži profil sa maksimumom od €265/MWh. Grčka i Bugarska imaju ravnije krive uključujući periode gotovo nulte cene u Grčkoj. Takva struktura dodatno povećava značaj fleksibilnih kapaciteta—baterija, hidro regulacije, gasnih elektrana i upravljanja potrošnjom.

Prekogranični tokovi pojačali podelu sever–jug

Prekogranični tokovi bili su ključni za formiranje ukupne tržišne slike: širi SEE region je uvozio značajne količine iz Austrije i Slovačke dok je snažno izvozio ka Italiji. Grčka je bila najveći neto izvoznik sa 1.665 MW; zatim Bugarska sa 965 MW i Bosna i Hercegovina sa 299 MW.

Na strani deficita našli su se Hrvatska, Srbija, Rumunija i Mađarska—što dodatno potvrđuje podelu između južnog izvoznog bloka sa jakom obnovljivom proizvodnjom i severnih/centralnih potrošačkih centara.

Obnovljivi miks gura dnevne cene nadole na jugu

Niska cena Grčke bila je podržana snažnom obnovljivom proizvodnjom i izvoznim kapacitetom: uz potrošnju od 6.858 MW i proizvodnju od 8.523 MW, Grčka je izvozila 1.665 MW. Solar je premašio 2.500 MW; vetar je bio oko 1.200 MW uz gasnu i hidro podršku—pa Grčka tokom dnevnih sati deluje kao faktor pritiska na cene izvozeći višak energije ka susednim tržištima.

Bugarska je zadržala snažnu izvozni poziciju uz istovremeni uvoz iz Grčke, čime se potvrđuje njena tranzitno-balansna funkcija u regionu—uz napomenu da ograničenja severnog prenosa sprečavaju punu arbitražu “jeftinog juga” ka višim cenama centralne Evrope.

Rumunija kao prenosni koridor; Hrvatska zavisna od uvoza

Rumunija ostaje jedan od složenijih čvorova: uprkos ceni bliskoj Mađarskoj, OPCOM se oblikovao kroz dvostruku funkciju—uvoz iz Bugarske uz izvoz ka Mađarskoj—što Rumuniji daje ključnu rolu prenosnog koridora između SEE i centralne Evrope. Energetski miks ostaje balansiran, ali nije dovoljan da ukloni strukturnu zavisnost od uvoza.

Hrvatska nastavlja da pokazuje izrazitu zavisnost od eksternih tokova: potrošnja joj je bila 2.555 MW naspram proizvodnje od samo 1.335 MW pa se oslanja na uvoz iz Slovenije, Mađarske i regiona. CROPEX je iznosio €141,39/MWh.

Crna Gora ostaje osetljiva na regionalne tokove: BELEN je bio €128,96/MWh uz umeren uvoz i aktivnu razmenu sa Italijom.

Poboljšanje fuel uslova ne menja osnovnu sliku; volatilnost dominira

U širem fuel kompleksu uslovi su se blago poboljšali: gas, EUA i ugalj su pali. Ipak, terminski ugovori—posebno za Mađarsku—i dalje nose premiju u odnosu na Nemačku. To sugeriše da tržište vrednuje strukturna ograničenja mreže, rizik rampiranja tokom prelaznih perioda snabdevanja električnom energijom i večernju adekvatnost ne samo kroz cenu goriva.

Naredni period verovatno će biti obeležen volatilnošću više nego jasnim trendom: jaka solarna proizvodnja nastavlja da pritiska dnevne cene dok rast temperature povećava večernju potražnju u Mađarskoj, Srbiji, Rumuniji i na Jadranu. Najvrednijim trgovačkim prozorom ostaje H19–H22 ramp period; pritom bi podela između “jeftinijeg juga” i “skupljeg severnog bloka” trebalo da ostane strukturna karakteristika SEE tržišta.