SEE elektroenergetska tržišta otvorila su novu trgovačku nedelju snažnim rastom cena električne energije za dan unapred 18. maja, što je bilo podstaknuto kombinacijom slabije proizvodnje vetra, zategnutijih regionalnih uvoznih bilansa i oporavka potražnje tokom radnih dana nakon vikenda.
Mađarska HUPX cena za bazno opterećenje skočila je na 143,22 €/MWh, što je rast od više od 55 €/MWh na dnevnom nivou. Rumunski OPCOM zatvorio je trgovanje na 143,19 €/MWh, hrvatski CROPEX na 143,24 €/MWh, dok je slovenački BSP zabeležio 143,18 €/MWh, čime je potvrđena ponovna konvergencija cena u centralnoj i jugoistočnoj Evropi. Srbija (SEEPEX) ostala je strukturno odvojena sa cenom od 82,27 €/MWh, dok su Albanija i Crna Gora trgovale znatno ispod regionalnih centara — 61,67 €/MWh i 84,19 €/MWh.
Glavni pokretač tržišta bio je pad regionalne proizvodnje vetra. Prognozirana proizvodnja vetra u SEE sistemu smanjena je za oko 1.029 MW na približno 1.651 MW, dok je solarna proizvodnja delimično nadoknadila pad sa rastom od skoro 978 MW. Energetski balans se jasno pomerio ka termo proizvodnji i uvozu tokom večernjih sati, posebno oko 21. časa kada su većina regionalnih berzi beležile dnevne maksimume iznad 250 €/MWh.
Potrošnja električne energije u regionu istovremeno je snažno porasla nakon vikenda. Ukupna potražnja u SEE plus Mađarska porasla je na oko 27,9 GW, što je povećanje od više od 1,7 GW u odnosu na prethodni dan. Temperature u regionu su takođe bile više, što je dodatno uticalo na potrošnju. Ovaj oporavak potražnje poklopio se sa naglim padom neto uvoza, koji je pao na samo -80 MW sa preko 1,5 GW dan ranije, čime je dodatno zaoštrena lokalna cenovna struktura.
Hidrološki uslovi i dalje ostaju snažan strukturni faktor podrške regionu. Ukupna hidro proizvodnja ostala je visoka na oko 6,3 GW, što predstavlja oko 25% ukupnog energetskog miksa. Nivoi protoka Dunava takođe su znatno iznad dugoročnog proseka, oko 6.848 m³/s, što podržava snažan rad hidroelektrana u Rumuniji i širem Balkanu. Ovo objašnjava i snažne finansijske rezultate hidro-dominantnih kompanija poput rumunske Hidroelectrice i crnogorske EPCG.
Rumunija nastavlja da se izdvaja kao jedan od najsnažnijih regionalnih proizvođača. U prvom kvartalu 2026. proizvodnja električne energije porasla je za 8,8%, uz rast hidro proizvodnje od 38,3% i vetra od 18% na godišnjem nivou. Hidroelectrica je zabeležila rast neto dobiti na oko 263 miliona evra, zahvaljujući višim cenama na tržištu i boljim balansnim prihodima.
Crnogorska EPCG takođe je prijavila značajan rast profitabilnosti, sa neto dobiti od 36,5 miliona evra u prvom kvartalu u poređenju sa 10,2 miliona evra godinu ranije, što je podržano hidrološkim uslovima i povećanom proizvodnjom termoelektrane Pljevlja. Ovi rezultati postaju sve važniji iz perspektive CBAM-a i regionalne trgovine električnom energijom, jer hidro-dominantni portfelji jačaju konkurentnost niskougljenične električne energije u EU lancima snabdevanja.
Fjučers kriva pokazuje da trgovci i dalje očekuju strukturno visoke cene električne energije tokom leta, uprkos rastu obnovljivih izvora. Mađarski ugovori za nedelju 21 trgovali su oko 118,5 €/MWh, dok su junski 2026. ugovori ostali iznad 113 €/MWh. Cene emisija CO2 (EUA) stabilizovale su se oko 75,6 €/tCO₂, nastavljajući da podržavaju marginalno određivanje cena u termo sektoru širom SEE regiona.
Tržište gasa ostaje ključni strukturni faktor. CEGH gas je trgovao oko 50,67 €/MWh, dok se regionalno pozicioniranje oko Vertikalnog gasnog koridora dodatno ubrzava. Grčka, Srbija, Severna Makedonija i Bugarska nastavile su razgovore o proširenju koridora ka Zapadnom Balkanu, čime se jača uloga jugoistočne Evrope kao budućeg energetskog tranzitnog čvorišta.
Jedan od najvažnijih strukturnih trendova ostaje rastuća razlika između potpuno povezanih EU berzi i i dalje delimično izolovanih SEE tržišta. Cena na SEEPEX-u u Srbiji, koja je bila oko 60 €/MWh niža od HUPX-a istog dana, ponovo pokazuje kako lokalni uslovi balansa, miks proizvodnje i ograničenja interkonekcija i dalje fragmentiraju regionalno tržište.
Ekonomika baterijskog skladištenja sve više postaje atraktivna upravo zbog ovakve volatilnosti. Planirani projekat u Albaniji od 160 MW solarne energije i 60 MW baterija, koji potencijalno podržava EBRD finansiranje, pokazuje trend preusmeravanja investicija ka hibridnim fleksibilnim sistemima. Rastući večernji skokovi potrošnje i pad solarne proizvodnje stvaraju visoko vredne cenovne razlike u periodu 20–22 časa.
U isto vreme, termoelektrane i dalje imaju značajnu ulogu u balansiranju sistema. Ugalj i gas činili su oko 28% ukupne proizvodnje u SEE+Mađarska regionu tog dana. Zatvaranje grčke termoelektrane Agios Dimitrios od 1.595 MW zato ima šire implikacije, jer povećava zavisnost od gasa, interkonekcija i fleksibilnih kapaciteta.
Šira slika tržišta ukazuje da SEE elektroenergetska tržišta ulaze u fazu strukturno veće volatilnosti, gde će istovremeno delovati hidrologija, solarna kanibalizacija, večernji pikovi potrošnje, zagušenja interkonekcija i CBAM-driven potražnja za niskougljeničnom energijom. Prosečne dnevne cene postaju sve manje relevantne u odnosu na intradnevnu volatilnost, posebno za trgovce, operatere baterijskih sistema i industrijske potrošače izložene balansnim troškovima.
