Tržište električne energije za dan unapred u JIE ušlo je u ponedeljak, 27. jula 2026. godine, uz izražen efekat povratka radne nedelje, nagli rast cena u Srbiji i obnovljenu zavisnost od uvoza iz CORE regiona. Potrošnja električne energije u regionu prognozirana je na 30.522 MW, što predstavlja povećanje od 4.777 MW, odnosno 18,6 odsto, u odnosu na nedelju. Promena je bila praćena preokretom regionalnog bilansa električne energije od 2.176 MW, sa neto izvoza od 530 MW na neto uvoz od 1.646 MW.
Poređenje sa ponedeljkom treba uzeti sa izvesnim oprezom, budući da se prethodna sesija odnosila na nedelju. Ipak, obim promena ukazivao je na više od uobičajenog oporavka potražnje na početku radne nedelje. Nemačka je i dalje bila snažno pod uticajem proizvodnje iz obnovljivih izvora tokom sredine dana, dok su se Srbija i delovi centralnog i južnog Balkana suočili sa znatno zategnutijim uslovima preostale potražnje. Rezultat je bio širi raspon prekograničnih cena, iako su Mađarska, Rumunija, Bugarska, Hrvatska i Slovenija ostale relativno čvrsto povezane.
Srbija je postala najskuplje regionalno tržište. Bazna cena na SEEPEX-u gotovo se udvostručila u odnosu na nedelju, porastavši za 56,9 €/MWh, na 114,43 €/MWh. To je bila najviša cena među posmatranim balkanskim i centralnoevropskim berzama, izuzev Italije, čime je Srbija ostvarila premiju od 18,85 €/MWh u odnosu na Mađarsku, 19,40 €/MWh u odnosu na Rumuniju, 21,40 €/MWh u odnosu na Bugarsku i 17,38 €/MWh u odnosu na Hrvatsku.
Kriva cena u Srbiji bila je strukturno drugačija od krivih na snažnije povezanim tržištima Mađarske, Rumunije i Hrvatske. SEEPEX je zabeležio minimalnu satnu cenu od 70 €/MWh, u poređenju sa približno 10 €/MWh u Mađarskoj, Rumuniji, Bugarskoj, Grčkoj i Hrvatskoj. Srbija je tako izbegla duboki podnevni pad cena izazvan solarnom proizvodnjom koji je bio vidljiv na susednim tržištima, dok je maksimalna cena dostigla 187,40 €/MWh u 22. satu, kada se večernji porast potražnje zaoštrio nakon prestanka solarne proizvodnje.
Prosečna cena električne energije u vršnim satima u Srbiji iznosila je 104,50 €/MWh, dok je cena u periodu van vršnog opterećenja bila još viša i dostigla 124,30 €/MWh. Ovaj obrnuti odnos delimično je posledica niskih podnevnih cena koje su uključene u standardni blok vršnog opterećenja, ali je pad cena u Srbiji i dalje bio znatno plići nego na drugim tržištima. Ovakav obrazac ukazuje da su zategnutost domaće ponude i ograničen prekogranični pristup tržištu nadjačali regionalni višak solarne energije tokom centralnih sati.
Prognozirano je da će potrošnja u Srbiji iznositi 3.471 MW, što je 408 MW više nego u nedelju, dok se očekivalo da će proizvodnja dostići svega 2.871 MW. Potreba za neto uvozom tako je iznosila 600 MW, u poređenju sa 627 MW prethodnog dana. Srbija je trebalo da uvozi električnu energiju iz Hrvatske, Severne Makedonije, Bosne i Hercegovine, Mađarske i Rumunije, dok je istovremeno nastavila da izvozi približno 147 MW u Crnu Goru.
Odvojenost tržišta dodatno je naglašena odsustvom planiranih komercijalnih tokova na granici između Bugarske i Srbije. Bugarska je formirala cenu od svega 93,03 €/MWh, ali između dva tržišta nije zabeležen direktan komercijalni tok. Uvoz iz Mađarske prosečno je iznosio samo 106 MW, iako je cena u Mađarskoj bila gotovo 19 €/MWh niža od srpske. Razlika u cenama stoga je bila posledica kombinacije lokalne zategnutosti ponude, ograničene likvidnosti berze i ograničenja u alokaciji prekograničnih kapaciteta, a ne manjka električne energije u čitavom regionu.
Mađarska je ostvarila cenu od 95,58 €/MWh, svega 3,6 €/MWh više nego u nedelju. Rumunija je bila gotovo identična sa 95,48 €/MWh, dok je Hrvatska dostigla 97,05 €/MWh, a Slovenija 98,17 €/MWh. Uzak raspon od svega 2,69 €/MWh između Mađarske i Slovenije pokazao je da je severni koridor jugoistočne Evrope ostao efektivno povezan na nivou bazne cene.
Bugarska je bila nešto jeftinija, sa cenom od 93,03 €/MWh, odnosno 2,55 €/MWh ispod Mađarske. Grčka je ostvarila 101,76 €/MWh, uz premiju od 6,18 €/MWh u odnosu na HUPX i 8,73 €/MWh u odnosu na Bugarsku. Snažan planirani izvoz električne energije iz Bugarske ka Grčkoj, u proseku 775 MW, pomogao je da se razlika smanji, ali je nije u potpunosti uklonio.
Crna Gora je poskupela za 23,3 €/MWh, na 103,11 €/MWh, dok je Severna Makedonija zabeležila rast od 25,9 €/MWh, na 97,69 €/MWh. Albanija je krenula u suprotnom smeru, uz pad od 8,9 €/MWh, na 73,80 €/MWh, što je bila najniža cena na Balkanu. Time je ostvarila diskont od 21,78 €/MWh u odnosu na Mađarsku i gotovo 41 €/MWh u odnosu na Srbiju.
Niska bazna cena u Albaniji bila je praćena znatno volatilnijim satnim profilom. Minimalna cena pala je na 2,90 €/MWh, dok je maksimalna dostigla 200 €/MWh. Ova kombinacija ukazuje na relativno plitko tržište na kojem hidrološka raspoloživost, ograničena domaća potražnja i prekogranični tokovi mogu izazvati velike satne promene, bez stabilne konvergencije sa susednim berzama.
Italija je ostala dominantno tržište sa visokim cenama. Nacionalna cena u Italiji dostigla je 185,06 €/MWh, dok je severna zona formirala cenu od približno 183,40 €/MWh. Region je trebalo da izvozi u proseku 1.197 MW ka Italiji, uključujući gotovo 599 MW preko interkonektora Crna Gora–Italija. Italijanska premija od gotovo 90 €/MWh u odnosu na Mađarsku nastavila je da privlači raspoloživu ponudu iz zapadnog Balkana i Slovenije ka zapadu, smanjujući količinu energije dostupnu za ublažavanje lokalne zategnutosti u Srbiji i centralnom Balkanu.
Cena u Nemačkoj pala je za 13,1 €/MWh, na 77,09 €/MWh, čime je otvoren diskont od 18,49 €/MWh u odnosu na Mađarsku. Prosečna cena električne energije u vršnim satima u Nemačkoj iznosila je svega 39,90 €/MWh, u poređenju sa 114,30 €/MWh u periodu van vršnog opterećenja. Minimalna satna cena bila je blago negativna i iznosila je minus 0,70 €/MWh, dok je večernji maksimum dostigao 179 €/MWh.
Mađarska je pratila sličnu krivu, ali uz manje izražen podnevni pad cena. HUPX je zabeležio minimum od 10,50 €/MWh u 13. satu i maksimum od 179,30 €/MWh u 22. satu. Prosečna cena u vršnim satima iznosila je 66,70 €/MWh, u poređenju sa 124,50 €/MWh van vršnog perioda.
Širenje razlike između cena u Nemačkoj i Mađarskoj poklopilo se sa snažnim rastom uvoza iz Austrije i Slovačke u Mađarsku i širi region jugoistočne Evrope. Prognozirani uvoz iz CORE regiona iznosio je 2.813 MW, što je 2.097 MW više nego dan ranije. Ovi tokovi bili su ključni za pokrivanje oporavka potražnje u ponedeljak, ali nisu bili dovoljni da dovedu do pune konvergencije cena južnije, posebno u Srbiji.
Najnoviji kompletni podaci o proizvodnji, koji se odnose na nedelju, pokazali su da je ukupna regionalna proizvodnja pala na 26.275 MW, odnosno za 1.354 MW u odnosu na subotu. Najznačajnija promena odnosila se na proizvodnju iz vetra, koja je smanjena za 1.742 MW, odnosno približno 56 odsto, na svega 1.396 MW.
Proizvodnja iz gasnih elektrana povećana je za 315 MW, na 3.767 MW, delimično nadoknađujući gubitak energije iz vetra. Solarna proizvodnja porasla je za 589 MW, na 5.684 MW, dok je nuklearna proizvodnja ostala stabilna na 5.604 MW. Proizvodnja iz uglja blago je smanjena, na 5.570 MW, dok je hidroenergija pala za 268 MW, na 3.854 MW.
Pad proizvodnje hidroelektrana postaje sve značajniji za Srbiju i kopnena balkanska tržišta. Prosečna proizvodnja hidroelektrana u Srbiji iznosila je 586 MW u nedelju, u odnosu na 638 MW u subotu, dok je proizvodnja iz uglja pala na 2.008 MW. Ukupna proizvodnja u Srbiji tako je smanjena na 2.437 MW, ostavljajući zemlju zavisnom od uvoza za približno jednu petinu potrošnje. Prijavljeni protok Dunava od oko 4.786 kubnih metara u sekundi ostao je dovoljno slab da ograniči hidrološku fleksibilnost tokom sati veće vrednosti električne energije.
Za ponedeljak je prognozirano da će se regionalna proizvodnja oporaviti na 28.876 MW, dok se očekivalo da će solarna proizvodnja porasti na 7.734 MW, a proizvodnja iz vetra na 2.042 MW. Ovi dobici iz obnovljivih izvora nisu bili dovoljni da pokriju povećanje potrošnje od 4.777 MW, zbog čega je sistemski deficit od 1.646 MW morao da bude pokriven neto uvozom.
Najveći pojedinačni rast potrošnje prognoziran je u Rumuniji, za 1.170 MW, na 5.375 MW, zatim u Grčkoj, za 1.049 MW, na 6.658 MW, Mađarskoj, za 690 MW, na 4.364 MW, i Bugarskoj, za 671 MW, na 3.727 MW. Grčka je prešla sa nedeljnog izvoznog bilansa od 148 MW na uvoz od 385 MW, dok je deficit Mađarske povećan sa 235 MW na 1.101 MW.
Bugarska je ostala najveći izvoznik u regionu, sa izvozom od 1.322 MW, uz podršku nuklearne proizvodnje i veće prognozirane solarne proizvodnje. Očekivalo se da će Rumunija izvoziti 251 MW, dok je Bosna i Hercegovina zadržala izvozni bilans od 227 MW. Potreba Hrvatske za uvozom povećana je na 1.050 MW, uz prognoziranu proizvodnju od svega 1.100 MW i potrošnju od 2.150 MW.
Terminsko tržište zadržalo je izraženu premiju za vremenski rizik i rizik od nestašice. Mađarski ugovor za 31. nedelju trgovao se po 143 €/MWh, uz premiju od 15 €/MWh u odnosu na odgovarajući ugovor u Nemačkoj, koji je iznosio 128 €/MWh. Italija je ostala znatno skuplja, sa 179 €/MWh. Za 32. nedelju zabeležena je još izraženija premija Mađarske, čiji je ugovor trgovao po 175,50 €/MWh, u poređenju sa 144,50 €/MWh u Nemačkoj i 181 €/MWh u Italiji.
Rast cene sa 143 €/MWh za 31. nedelju na 175,50 €/MWh za 32. nedelju ukazivao je na to da terminsko tržište uračunava značajan rast rizika preostale potražnje i vremenskih uslova. Premija Mađarske u odnosu na Nemačku za 32. nedelju povećana je na 31 €/MWh, što je više nego dvostruko u odnosu na razliku za 31. nedelju. Premija Italije u odnosu na Mađarsku, nasuprot tome, smanjena je sa 36 €/MWh na svega 5,50 €/MWh, što ukazuje na očekivanje da bi zategnutost na tržištima centralne i jugoistočne Evrope mogla da se približi italijanskom nivou.
Tržišta goriva i emisija nastavila su da obezbeđuju čvrstu termičku osnovu za cene električne energije. Cena gasa na austrijskom CEGH tržištu procenjena je na 64,46 €/MWh, grčka referentna cena gasa na 45 €/MWh, dok su dozvole za emisiju ugljen-dioksida u EU iznosile 83,40 €/tCO₂. Terminske cene gasa kretale su se oko 64,50 €/MWh za prosečnu cenu u 2026. godini i 65 €/MWh za četvrti kvartal, dok je ugalj bio indikovan na 121 USD/t za godišnji prosek i 126 USD/t za četvrti kvartal.
Pri ovim nivoima ulaznih troškova, proizvodnja iz gasnih elektrana i dalje je dovoljno skupa da podrži visoke večernje cene električne energije kada solarna proizvodnja opadne, a raspoloživost vetra bude slabija od očekivane. Ključna karakteristika trgovanja u narednim sesijama stoga će biti kontrast između veoma niskih podnevnih cena u Nemačkoj i regionu i znatno zategnutijeg večernjeg porasta potražnje.
Srbija ostaje posebno izložena svakom daljem pogoršanju hidroloških uslova ili raspoloživosti vetra. Njena izuzetno visoka minimalna cena, kontinuirana zavisnost od uvoza i ograničen pristup jeftinijoj ponudi iz Bugarske čine SEEPEX ranjivijim na lokalnu zategnutost ponude od bolje povezanih severnih tržišta.
Sesija od 27. jula tako je ukazala na produbljivanje strukturne podele unutar regiona: jeftina električna energija iz obnovljivih izvora tokom podneva na severu, nasuprot znatno zategnutijem i od uvoza zavisnom večernjem tržištu u Srbiji i delovima centralnog Balkana.
