Tržišta električne energije u Jugoistočnoj Evropi zabeležila su širok oporavak 19. maja 2026. godine, uz snažan rast cena širom Balkana i Mađarske nakon slabije dinamike tokom prethodne sesije usled vikend uslova, dok je regionalna potrošnja naglo porasla, a prekogranični uvoz u SEE sistem prešao 835 MW neto.
Najizraženiji dnevni pokreti zabeleženi su na niže rangiranim balkanskim tržištima. Na srpskom tržištu SEEPEX cene su skočile za skoro 41% na 123,23 EUR/MWh, dok je tržište Crne Gore BELEN poraslo za 24,6% na 108,84 EUR/MWh. Tržište Severne Makedonije MEMO poraslo je za 26,3% na 113,22 EUR/MWh, dok je Albanija (ALPEX) porasla na 77,29 EUR/MWh, iako i dalje ostaje najjeftinije tržište u regionu.
Mađarski HUPX ostao je regionalni cenovni reper na nivou od 141,79 EUR/MWh, uz blagi dnevni pad, dok je rumunski OPCOM završio sesiju na 142,69 EUR/MWh, praktično zadržavajući potpunu korelaciju sa mađarskim cenama. Tržišta Slovenije (BSP) i Hrvatske (CROPEX) ostala su čvrsto povezana sa centralnoevropskim fundamentima na nivou oko 140 EUR/MWh, potvrđujući nastavak integracije između SEE regiona i centralne Evrope.
Osnovni pokretač rasta bila je značajna promena u nivou potražnje. Regionalna potrošnja porasla je na 28.647 MW, što je oko 1.500 MW više nego prethodnog dana, dok je uvoz u SEE–Mađarsku balansnu zonu skočio za više od 1 GW dnevno.
Struktura uvoza ostaje strateški važna. Glavni prilivi iz Austrije i Slovačke ka Mađarskoj i Jugoistočnoj Evropi porasli su na više od 1.065 MW, što ukazuje na nastavak strukturne zavisnosti SEE tržišta od centralnoevropskih balansnih kapaciteta tokom perioda promenljive proizvodnje iz obnovljivih izvora.
Istovremeno, dinamika obnovljive proizvodnje se značajno promenila. Solarna proizvodnja se snažno oporavila na 5.710 MW, što je rast od gotovo 945 MW dnevno, dok je vetroelektrana zabeležila pad od više od 700 MW na 2.033 MW.
Ova razlika između solarne i vetro proizvodnje i dalje oblikuje prolećnu volatilnost tržišta u SEE regionu. Solarna energija dominira tokom podnevnih sati i pritiska intradnevne cene, dok slabija večernja proizvodnja vetra stvara nagle skokove cena u periodu između 19:00 i 22:00 CET. Satne krive na tržištima HUPX, BSP, OPCOM i HENEX pokazale su snažne večernje pikove iznad 230–260 EUR/MWh tokom sati vršnog balansiranja.
Hidro proizvodnja je takođe značajno porasla, dostigavši 7.366 MW, uz podršku povišenih protoka Dunava od oko 6.839 m³/s, što je dodatno poboljšalo fleksibilnost hidro sistema u Rumuniji i širem dunavskom slivu.
Proizvodnja iz uglja i gasa takođe je istovremeno porasla, odražavajući sve veću potrebu sistema za konvencionalnom fleksibilnošću uprkos rastu obnovljivih izvora. Proizvodnja iz uglja dostigla je 4.601 MW, dok je proizvodnja iz gasnih elektrana porasla na 3.510 MW.
Terminska tržišta su, međutim, blago oslabila uprkos jačim spot uslovima. Mađarski nedeljni baseload ugovori pali su ka nivou od 102 EUR/MWh, dok su junski 2026. forward ugovori oslabili na oko 112 EUR/MWh, što ukazuje na očekivanja trgovaca o većoj dostupnosti solarne energije i slabijim gasnim fundamentima u Evropi u narednom periodu.
Gasna tržišta su ostala relativno stabilna, sa austrijskim CEGH front-month ugovorima na oko 51,92 EUR/MWh, dok su EU emisije ugljen-dioksida (CO₂) ostale iznad 75 EUR/t, održavajući strukturni pritisak na ekonomiku proizvodnje iz uglja u SEE regionu.
Rastuća razlika između cena u južnom Balkanu i Centralnoj Evropi takođe je i dalje primetna. Grčko tržište HENEX poraslo je za skoro 30% na 129,48 EUR/MWh, iako i dalje trguje sa diskontom u odnosu na Mađarsku zbog snažnije domaće obnovljive proizvodnje i boljih interkonekcija.
Komercijalni tokovi i dalje pokazuju sve izraženiju fragmentaciju regionalnog balansiranja. Rumunija ostaje veliki izvoznik ka Mađarskoj, sa prosekom od više od 1.200 MW u poslednjih sedam dana, dok Grčka snažno izvozi ka Turskoj. Bosna i Hercegovina održava izvoz ka Srbiji i Crnoj Gori, što potvrđuje kontinuiranu važnost hidro i lignitne fleksibilnosti u zapadnobalkanskom sistemu.
