Tržišta električne energije širom jugoistočne Evrope zabeležila su snažan rast cena za isporuku 26. maja 2026. godine, pri čemu se Srbija izdvojila kao jedno od najskupljih tržišta u regionu. Pad proizvodnje iz vetra, rast temperatura i smanjena dostupnost uvoza zajedno su pojačali pritisak na balansiranje unutar povezanih elektroenergetskih sistema. Trgovačka sesija pokazala je kako sve volatilniji obrasci proizvodnje iz obnovljivih izvora preoblikuju dinamiku cena električne energije u SEE regionu, naročito tokom večernjih vršnih sati kada solarna proizvodnja naglo opada, a fleksibilnost termoelektrana postaje kritično važna.
Srpsko SEEPEX day-ahead tržište poraslo je na 115,87 EUR/MWh, što predstavlja rast od 7,3% na dnevnom nivou, pri čemu se trgovalo iznad gotovo svih susednih regionalnih berzi osim Italije, gde su cene skočile na čak 126 EUR/MWh. Crnogorsko tržište BELEN zabeležilo je jedan od najvećih regionalnih skokova i dostiglo 110,53 EUR/MWh, dok je mađarski HUPX porastao na 112,59 EUR/MWh. Rumunski OPCOM dostigao je 107,93 EUR/MWh, potvrđujući široki trend zatezanja tržišta širom centralne i jugoistočne Evrope.
Regionalni rast cena bio je pre svega izazvan naglim pogoršanjem proizvodnje iz vetra. Ukupna proizvodnja vetroelektrana u SEE tržišnom klasteru pala je za više od 1 GW u odnosu na prethodni dan, sa 3.911 MW na svega 2.834 MW. Ovaj pad primorao je operatore sistema i tržišne učesnike da se mnogo više oslone na proizvodnju iz gasa i uglja tokom ključnih perioda balansiranja.
Proizvodnja iz gasnih elektrana povećana je za više od 700 MW na dnevnom nivou, dok je proizvodnja iz uglja takođe porasla jer su konvencionalni termoenergetski blokovi ponovo postali marginalni proizvođači potrebni za stabilizaciju sistema. Hidroproizvodnja je umereno porasla zahvaljujući jačim rečnim tokovima i podršci akumulacija, ali sama fleksibilnost hidroenergije nije bila dovoljna da u potpunosti nadomesti kolaps proizvodnje iz vetra.
Solarna energija delimično je amortizovala pritisak tokom podnevnih sati. Regionalna solarna proizvodnja snažno je odskočila na 5.838 MW, što predstavlja rast od gotovo 1,3 GW u odnosu na prethodnu sesiju. Međutim, trgovačke krive pokazale su da solarna proizvodnja i dalje više pojačava nego što eliminiše volatilnost na tržištima električne energije jugoistočne Evrope. Podnevne cene nakratko su se približile nuli ili čak negativnim vrednostima na pojedinim tržištima, dok su večernji sati beležili agresivne cenovne skokove čim bi solarna proizvodnja nestala.
Mađarska je ponovo demonstrirala najizraženiji profil intraday volatilnosti. Satne cene na HUPX-u tokom podneva kratko su pale ispod nule, da bi kasnije tokom večeri skočile iznad čak 250 EUR/MWh. Slični, mada manje ekstremni obrasci pojavili su se i u Sloveniji, Hrvatskoj i Rumuniji.
Za Srbiju, struktura cena sve više odražava tranziciju od tradicionalnog ponašanja tržišta zasnovanog na baznoj proizvodnji iz uglja ka fleksibilnijem, ali znatno volatilnijem okruženju balansiranja. Elektroenergetski sistem zemlje i dalje ostaje snažno zavisan od termokapaciteta tokom večernjih perioda, dok zagušenja na regionalnim interkonekcijama sve više ograničavaju mogućnost jeftinog uvoza iz centralne Evrope tokom perioda pojačanog pritiska.
Trendovi potrošnje dodatno su opteretili sistem. Regionalna tražnja za električnom energijom širom SEE regiona porasla je na gotovo 28 GW, što predstavlja rast od skoro 2 GW na dnevnom nivou, dok su temperature u regionu dostizale 23–24°C. Povećana potreba za hlađenjem pojavila se ranije nego što je uobičajeno ove godine, stvarajući dodatni stres za regionalne balansne uslove u trenutku kada intermitentnost obnovljivih izvora ostaje visoka.
Prekogranični tokovi uvoza takođe su značajno oslabili. Neto regionalni uvoz pao je na svega 553 MW, dok su uvozni tokovi iz Austrije i Slovačke prema mađarsko-slovenačkom koridoru znatno opali u poređenju sa prethodnom trgovačkom sesijom. To odražava zatezanje uslova ne samo unutar SEE regiona već i na širem evropskom tržištu, gde su nemačke cene električne energije porasle iznad 100 EUR/MWh, ograničavajući tradicionalni mehanizam arbitraže „zapad-istok“ koji često ublažava volatilnost u jugoistočnoj Evropi.
Širenje spread-a između Mađarske i Nemačke, koji je dostigao približno 14,7 EUR/MWh, potvrdilo je rastuću divergenciju između tržišnih struktura centralne Evrope i jugoistočne Evrope. Kako penetracija obnovljivih izvora raste brže od razvoja prenosne mreže i skladištenja energije, region sve češće doživljava lokalizovane nestašice i skokove cena tokom večernjih rampi uprkos periodima ogromne solarne prekomerne ponude tokom dana.
Forward tržišta i dalje reflektuju strukturno visoka očekivanja cena. Mađarski week-ahead i junski ugovori ostali su u rasponu od 103–110 EUR/MWh, dok su austrijske CEGH cene gasa ostale oko 49,5 EUR/MWh, a EUA cene ugljenika iznad 76 EUR/t. Ti nivoi nastavljaju da vrše pritisak na ekonomiku termoelektrana, ali istovremeno dodatno jačaju dugoročnu investicionu logiku obnovljivih izvora i baterijskih sistema za skladištenje energije.
Trgovačka sesija odvijala se i u širem evropskom makroekonomskom okruženju obeleženom zabrinutošću zbog energetske inflacije. Evropski kreatori politika upozorili su da će cene električne energije i gasa verovatno ostati strukturno povišene i nakon 2027. godine, čak i ukoliko geopolitičke tenzije oslabe, zbog odložene normalizacije tržišta, pritisaka u lancima snabdevanja i trajne neizvesnosti na tržištu goriva.
Za investitore i developere, tržišna struktura vidljiva 26. maja dodatno jača komercijalnu logiku ulaganja u BESS sisteme širom Srbije, Rumunije i Mađarske. Sve veći spread između jeftinih solarnih sati i skupih večernjih perioda balansiranja značajno povećava mogućnosti merchant arbitraže za fleksibilna sredstva sposobna da apsorbuju višak solarne energije tokom dana i isprazne je tokom večernjih nestašica.
Istovremeno, regulatorni razvoj u Srbiji preoblikuje srednjoročni investicioni pejzaž. Odluka Vlade Srbije da odloži obradu studija priključenja za varijabilne obnovljive projekte do 2029. godine uvodi ozbiljno usko grlo za nove projekte obnovljivih izvora. Iako bi taj potez mogao privremeno usporiti realizaciju projekata, on istovremeno povećava vrednost postojećih operativnih postrojenja i projekata koji već imaju povoljnu mrežnu poziciju ili obezbeđena prava priključenja.
Ova kombinacija ograničenog pristupa mreži, rastuće večernje volatilnosti, snažnije vrednosti balansiranja i strukturno visokih forward cena postepeno pretvara tržišta električne energije jugoistočne Evrope u jedan od najdinamičnijih evropskih regiona sa visokom volatilnošću trgovanja. Za Srbiju posebno, tržište sve više nagrađuje fleksibilnost, dispečibilnost i pristup mreži, a ne samo prost broj instaliranih obnovljivih kapaciteta.
