Cene električne energije širom Jugoistočne Evrope (SEE) porasle su u 16. nedelji 2026. godine, ali struktura tržišta ukazuje na znatno složeniju sliku—onu koju sve više oblikuju viškovi iz obnovljivih izvora, pad tražnje i sužavanje prekograničnih spread-ova, a ne klasična zategnutost uzrokovana gorivima.
Bazne cene na mađarskom tržištu HUPX iznosile su u proseku 110,47 €/MWh, uz rast od 18,3 €/MWh na nedeljnom nivou, u skladu sa kretanjima u Zapadnoj i Centralnoj Evropi. Nemačka je dostigla 109,09 €/MWh, Austrija 107,98 €/MWh, dok je sever Italije bio znatno viši na 124,85 €/MWh. U SEE regionu, Rumunija je beležila 105,40 €/MWh, Bugarska 98,31 €/MWh, Grčka 93,82 €/MWh, dok je srpski SEEPEX ostao najniži sa 90,96 €/MWh. Ipak, ključni fenomen nije rast cena, već kompresija regionalnih razlika u cenama.
Razlika između Mađarske i Nemačke pala je na samo 1,38 €/MWh, sa prethodnih 19,71 €/MWh, što predstavlja najniži nivo od avgusta 2025. godine. Ovo sužavanje ukazuje na privremeno ponovno povezivanje SEE tržišta sa Centralnom Evropom, ali ne zbog jačanja interkonekcija, već usled strukturnog viška obnovljive proizvodnje.
Istovremeno, volatilnost cena ostala je izražena. I pored viših prosečnih vrednosti, HUPX je zabeležio 8 sati negativnih cena (naspram 22 prethodne nedelje), dok su maksimalne satne cene dostizale 278 €/MWh. Ovo ukazuje na tržište koje karakterišu intradnevni ekstremi, a ne stabilni bazni trendovi.
Glavni pokretač ovih kretanja bio je pomak u odnosu ponude i tražnje. Ukupna potrošnja električne energije u SEE regionu pala je na 28.863 MW, najniži nivo od septembra, uz rast temperature od +3,4°C i povećanje proizvodnje iz distribuiranih solarnih sistema (prosjumeri). Najveći pad tražnje zabeležen je u Rumuniji i Srbiji, dok je Grčka jedina imala blagi rast.
Na strani ponude, obnovljivi izvori su snažno porasli. Proizvodnja iz vetra dostigla je 3.047 MW (+1.143 MW nedeljno), što je oko 23% iznad sezonskog proseka. Solarna energija je takođe porasla, sa vršnom proizvodnjom od 8.198 MW. Ukupno, vetar i solar dodali su oko 1,75 GW nove ponude, značajno menjajući tržišni balans.
Nasuprot tome, konvencionalna proizvodnja ostala je prigušena. Termoelektrane na ugalj radile su na 4.477 MW, uz minimalan rast, dok je proizvodnja iz gasa pala na 3.144 MW—oba nivoa blizu višemesečnih minimuma. Hidroenergija je dodatno opala na 6.783 MW, što je 14% ispod sezonskog proseka zbog slabijih dotoka u slivu Dunav.
Ova divergencija između rasta obnovljivih izvora i pada hidroenergije ukazuje na širu tranziciju. Sve više, kratkoročne cene određuju varijabilni obnovljivi izvori, dok termoelektrane gube ulogu glavnog formirača marginalne cene.
Efekat je bio vidljiv i u prekograničnim tokovima. SEE region je prešao iz neto uvoza od -1.172 MW u neto izvoz od +195 MW, što je promena od oko 1.367 MW. Najveći rast izvoza ostvarile su Bugarska (+870 MW) i Rumunija (+232 MW), dok je Srbija ostala neto uvoznik (-245 MW), što odražava zavisnost od termo proizvodnje i sporiji razvoj OIE.
Bolji regionalni balans smanjio je potrebu za uvozom iz CORE regiona. Tokovi iz Austrije i Slovačke ka Mađarskoj i Sloveniji pali su na najniže nivoe od marta 2025, posebno tokom solarnih sati, kada je dolazilo čak i do obrta tokova energije.
Istovremeno, izvoz ka Ukrajini i Moldaviji ostao je važan, uz kontinuiran niz od 29 nedelja, iako su obimi pali na najniži nivo od decembra. Ovi tokovi imaju stabilizujuću ulogu, posebno tokom večernjih vršnih sati, kada sprečavaju ekstremne skokove cena iznad 200 €/MWh.
Tržišta goriva dala su dodatni signal. Cena gasa na CEGH pala je na 44,9 €/MWh (najniže u sedam nedelja), dok je cena CO₂ porasla na 74,9 €/t. Ovo je poboljšalo spark spread za gasne elektrane, ali nije dovelo do veće proizvodnje jer su obnovljivi izvori potisnuli termoelektrane iz merit order-a.
Ovaj raskorak između profitabilnosti i realne proizvodnje ukazuje na važnu promenu—gasne elektrane sve više služe kao fleksibilna rezervna kapaciteta, a ne bazna proizvodnja. Slično važi i za ugalj, koji i dalje ima značajnu ulogu, posebno u Srbiji, ali na nižim nivoima nego ranije.
Sa sistemske tačke gledišta, izražen je efekat tzv. „duck curve“—viškovi energije tokom dana zbog solarne proizvodnje i nagli rast cena u večernjim satima. Ova intradnevna volatilnost će se verovatno dodatno povećavati sa rastom kapaciteta OIE.
U narednom periodu, ključni faktori biće rast obnovljivih izvora, pad tražnje i ograničenja prenosne mreže. Iako će cene pratiti evropske trendove, regionalne razlike će ostati kompresovane u periodima visoke proizvodnje OIE, uz povremena odstupanja zbog zagušenja mreže ili vremenskih uslova.
U takvom okruženju, fleksibilnost postaje ključna vrednost. Sistemi skladištenja, brze gasne elektrane i prekogranična trgovina biće presudni za ostvarivanje profita iz intradnevnih razlika u cenama. Za Srbiju, koja je i dalje zavisna od uvoza u vršnim satima, tranzicija ka većem učešću OIE zahteva značajna ulaganja u balansne kapacitete i infrastrukturu.
Šesnaesta nedelja 2026. godine tako predstavlja više od običnog cenovnog ciklusa—ona je jasan signal strukturne transformacije elektroenergetskog tržišta SEE regiona, u kojoj obnovljivi izvori postaju dominantna sila u formiranju cena i tokova energije.
