Regionalna tržišta električne energije u jugoistočnoj Evropi naglo su pala za isporuku 20. maja 2026, pri čemu su gotovo sve glavne spot berze zabeležile dvocifrene dnevne padove, usled oporavka proizvodnje iz obnovljivih izvora, porasta temperatura i promena u uvoznim tokovima širom regiona.
Najizraženija dnevna korekcija zabeležena je na južnim SEE tržištima. Crnogorska berza BELEN pala je na 56,15 €/MWh, što je više od 52 €/MWh manje u odnosu na prethodni dan, dok je srpski SEEPEX pao na 63,79 €/MWh, uz dnevni pad veći od 59 €/MWh. Grčki HENEX takođe je snažno korigovan na 67,26 €/MWh, što odražava povratak jače solarne proizvodnje i blaže regionalne balansne uslove.
Mađarski HUPX bazni nivo zatvorio je na 106,98 €/MWh, i dalje strukturno iznad većine SEE tržišta uprkos dnevnom padu od skoro 35 €/MWh. Rumunski OPCOM završio je na 103,04 €/MWh, bugarski IBEX na 102,44 €/MWh, slovenački BSP na 97,46 €/MWh, a hrvatski CROPEX na 98,16 €/MWh. Italija je ostala tržište sa strukturnom premijom na 123,03 €/MWh, zadržavajući sever–jug izvozni pritisak koji i dalje oblikuje prekogranične komercijalne tokove na Balkanu.
Regionalna korekcija je prvenstveno bila vođena poboljšanim uslovima u obnovljivim izvorima. Prognozirana solarna proizvodnja u SEE regionu porasla je na 5.848 MW, dok je proizvodnja vetra snažno povećana na 3.994 MW, dodajući više od 2,3 GW u odnosu na prethodni dan. Istovremeno, temperature su porasle ka sezonskim normama, smanjujući potrošnju vezanu za grejanje i olakšavajući balansiranje sistema. Prognoze vremena za Srbiju, Crnu Goru, Grčku, Rumuniju i Mađarsku takođe pokazuju dodatno otopljavanje tokom nedelje.
Struktura proizvodnje potvrđuje pad cena vođen obnovljivim izvorima. Hidroenergija je ostala dominantna sa 27% regionalne proizvodnje, solar sa 20%, nuklearna energija sa 12%, gas sa 14%, dok je ugalj pao na 18%. Povećano učešće solara ponovo je komprimovalo dnevne cene u podne, posebno u Grčkoj, Sloveniji i Srbiji, gde su efekti solarne „kanibalizacije“ sve vidljiviji.
Izveštaj takođe pokazuje da je ukupna regionalna proizvodnja pala na 26.803 MW, što je više od 1,3 GW manje nego prethodnog dana, ali je taj pad neutralisan nižom potražnjom i značajno smanjenom zavisnošću od uvoza. Neto regionalni uvoz prešao je u -894 MW, u poređenju sa +924 MW dan ranije, što ukazuje da su SEE tržišta ponovo prešla ka uravnoteženoj ili delimično izvoznom položaju.
Prekogranična dinamika ostaje jedna od ključnih strukturnih tema regionalnog tržišta. Mađarska je nastavila snažan uvoz iz Austrije i Slovačke, dok je Grčka zadržala visoku uvoznu zavisnost od severnih suseda. Komercijalni tokovi pokazuju kontinuirani izvoz iz Rumunije ka Mađarskoj i Srbiji, dok Bugarska ostaje važan tranzitni koridor ka Grčkoj i Turskoj.
Uprkos korekciji na spot tržištu, forward tržišta ostaju relativno visoka u odnosu na sezonske norme. Mađarski nedeljni ugovori trgovali su se oko 98 €/MWh, dok su kalendarski ugovori za 2026. ostali iznad 112 €/MWh. Ovo ukazuje da trgovci i dalje ugrađuju strukturne rizike u region, posebno oko letnje potrošnje, hidro volatilnosti i izloženosti gasu.
Gasna tržišta su ostala relativno stabilna. Austrijski CEGH gas trgovao se oko 52,78 €/MWh, dok su EUA dozvole za emisiju ugljenika porasle na oko 75 €/t, nastavljajući da vrše pritisak na ekonomiku proizvodnje iz uglja u SEE regionu. Više cene ugljenika i dalje podržavaju dugoročnu ekonomiku obnovljivih projekata, baterijskih sistema i fleksibilnih gasnih kapaciteta.
Dnevni cenovni profili dodatno ilustruju sve volatilniji oblik SEE elektroenergetskih tržišta. Nekoliko berzi je zabeležilo duboke padove cena u podne, praćene snažnim oporavkom u večernjim satima, posebno u Grčkoj, Rumuniji i Sloveniji. Ove krive sve više liče na zapadnoevropska tržišta sa visokom solarnošću, što potvrđuje rastući strateški značaj baterijskih sistema, fleksibilne industrijske potrošnje i prekogranične balansne infrastrukture.
Za Srbiju konkretno, pad SEEPEX-a na 64 €/MWh odražava kombinaciju slabijih regionalnih cena, većeg priliva obnovljive energije iz susednih sistema i nižeg uvoznog pritiska. Međutim, strukturno gledano, Srbija ostaje izložena budućoj balansnoj volatilnosti zbog rasta integracije obnovljivih izvora i relativno ograničenih domaćih fleksibilnih kapaciteta. To dodatno jača dugoročni investicioni argument za baterijske sisteme velikog obima, modernizaciju fleksibilnih termo rezervi i napredne balansne usluge.
Istovremeno, sve veća razlika između dnevnih i večernjih cena sve više podržava poslovne modele obnovljivih izvora u kombinaciji sa skladištenjem. Kako CBAM i industrijska dekarbonizacija ubrzavaju širom Evrope, regionalni izvoznici i industrijski potrošači će sve više tražiti sledivu niskougljeničnu električnu energiju kroz PPA ugovore, garancije porekla i sofisticirane balansne aranžmane.
Šira regionalna slika takođe ukazuje na dublju integraciju tržišta. Planovi ubrzanja offshore vetra u Grčkoj, program modernizacije nuklearne elektrane u Rumuniji u Černavodi, podsticaji za nuklearnu ekspanziju u Turskoj i kontinuirane investicije Srbije u naftno-gasni upstream sektor odražavaju kako se energetski sistemi jugoistočne Evrope istovremeno prilagođavaju dekarbonizaciji, sigurnosti snabdevanja i industrijskoj konkurentnosti.
Kombinacija jačih obnovljivih izvora, rasta cena ugljenika, volatilnih uvoznih tokova i šire integracije prenosne mreže postepeno transformiše SEE elektroenergetska tržišta iz tradicionalno termo-dominantnih sistema u sve više vremenski zavisna i fleksibilna trgovinska okruženja.
