Tržište trgovine električnom energijom u Jugoistočnoj Evropi otvorilo je trgovački dan 18. juna 2026. sa jasnom regionalnom podelom. Mađarska, Slovenija, Hrvatska, Rumunija i Italija trgovale su u gornjem delu evropskog day-ahead cenovnog spektra, dok su Grčka, Bugarska, Srbija, Crna Gora, Albanija i Severna Makedonija ostvarile značajno niže cene. Signal nije bio samo posledica neravnoteže potražnje ili viška obnovljivih izvora, već jasniji odraz toga kako ograničenja mreže, interkonektori i prekogranični rizik sve više oblikuju formiranje cena.
Mađarski benchmark HUPX iznosio je €133,60/MWh, što je porast od €9,80/MWh u odnosu na prethodni dan. Time je Mađarska bila nešto ispod Nemačke i Italije, dok je Austrija bila blizu. Rumunija, Slovenija i Hrvatska ostale su povezane sa centralnoevropskim cenovnim kompleksom, potvrđujući da severni SEE deo i dalje funkcioniše kao deo šireg CORE tržišta.
Nasuprot tome, južna balkanska tržišta trgovala su znatno niže. Grčka, Bugarska, Srbija, Crna Gora, Albanija i Severna Makedonija formirale su niži cenovni blok, pri čemu je ključna divergencija nastala zbog izvoznih kapaciteta, lokalne proizvodne strukture i ograničene integracije mreže.
Regionalna potražnja porasla je na 29.836 MW, uz rast temperature na 23,4°C. Iako nisu bili ekstremni uslovi, došlo je do jačanja rezidualnog opterećenja u severnim tržištima i povećanja vrednosti uvoznih interkonektora, posebno u Mađarskoj i Rumuniji.
Sistem je uprkos tome ostao u neto izvozu od oko 1.121 MW, što pokazuje da region nije energetski deficitaran, već da je problem u prenosnim kapacitetima i vremenskom usklađivanju tokova. Grčka i Bugarska su izvozile, dok su Srbija, Hrvatska i Mađarska uvozile, što je dodatno pojačalo cenovne razlike.
Proizvodna slika pokazuje da su hidro, gas i ugljen i dalje ključni balansni resursi, dok su vetar i solar imali snažan, ali nestabilan doprinos. Posebno je solar doprineo dnevnoj kompresiji cena, dok je večernji period ostao dominantan za formiranje maksimuma.
Intraday volatilnost pokazuje da tržište sve više funkcioniše kroz kratkotrajne cenovne pikove, a ne kroz dnevne proseke. Maksimumi u Mađarskoj, Austriji, Sloveniji i Hrvatskoj pokazuju da je ključni problem sada večernji „ramp” i nedostatak fleksibilnosti, a ne ukupna proizvodnja.
Južna tržišta su pratila isti obrazac, ali na nižem nivou, što pokazuje da niža cena ne znači stabilnost, već samo drugačiji nivo baznog cenovnog kliringa i slabiju izvoznu povezanost sa višim cenovnim zonama.
Faktori goriva i CO₂ nisu igrali glavnu ulogu, jer su gas, ugalj i EUA uglavnom bili stabilni. To potvrđuje da je kretanje cena bilo vođeno pre svega sistemskim ograničenjima, rezidualnim opterećenjem i prekograničnim kapacitetima.
Terminska kriva pokazuje da tržište i dalje ugrađuje premiju u Mađarskoj, što odražava očekivanja nastavka uvozne zavisnosti i volatilnosti interkonektora.
Za industriju, ključna promena je prelazak sa prosečne cene na satnu volatilnost i upravljanje potrošnjom kroz fleksibilnost, jer se trošak sve više formira u kratkim periodima.
Za obnovljive izvore, problem postaje kanibalizacija cena u solaru, dok vetar i skladištenje dobijaju veću vrednost zbog bolje distribucije proizvodnje kroz dan.
Investicioni trend u Evropi dodatno pojačava volatilnost i zagušenje mreže, jer rast vetra i solara povećava potrebu za balansiranjem i fleksibilnošću sistema.
Regionalni projekti već pokazuju prelazak ka hibridnim modelima sa baterijama i fleksibilnom proizvodnjom, gde vrednost dolazi iz upravljanja vremenom, a ne samo iz količine energije.
Gas i termalni sektor ostaju ključni za sigurnost sistema, jer i dalje definišu fleksibilni kapacitet u kriznim satima i večernjim pikovima.
Nuklearna energija ostaje stabilizacioni faktor, posebno kroz Krško, koje obezbeđuje baznu snagu i smanjuje zavisnost od volatilnih tržišnih uslova.
Zaključak je da SEE tržište postaje istovremeno više povezano i više fragmentisano, gde se vrednost sve više nalazi u fleksibilnosti, interkonektorima i vremenskom upravljanju energijom, a ne samo u proizvodnji.
