Cene električne energije porasle su širom jugoistočne Evrope od 26. oktobra do 1. novembra 2026, povećavajući troškove nabavke u Srbiji i Crnoj Gori, iako se premija regionalnih tržišta u odnosu na Nemačku znatno smanjila. Nedeljne referentne cene približile su se nivou od 285–287 €/MWh u Srbiji, Mađarskoj, Rumuniji i Bugarskoj. Pad premije Mađarske prema Nemačkoj od skoro 60% bio je posledica snažnog oporavka nemačkih cena.
Izveštaj obuhvata period od ponedeljka, 26. oktobra, do nedelje, 1. novembra 2026, u vremenskoj zoni Evropa/Beograd, uz poređenje sa 19–25. oktobrom. Vremenski ponderisani proseci računaju se za 168 sati isporuke u izveštajnoj nedelji i 169 sati u prethodnoj nedelji, u kojoj je došlo do pomeranja sata.
Prosečna cena na srpskom tržištu SEEPEX iznosila je 286,55 €/MWh, što je rast od 8,6% sa 263,79 €/MWh. Na crnogorskom tržištu BELEN prosek je porastao za 8,4%, sa 251,81 na 273,09 €/MWh. Razlika u korist Srbije povećana je sa 11,98 na 13,46 €/MWh.
Rast cena i promena tržišnih razlika
Nedeljni proseci prikrivaju znatne razlike među pojedinačnim intervalima isporuke. Najviša zabeležena cena za dan unapred dostigla je 499,99 €/MWh u Srbiji, dok je u Crnoj Gori iznosila 555,09 €/MWh. Za snabdevače i proizvođače koji imaju obaveze isporuke važni su i ti skupi intervali, a ne samo nedeljni prosek.
Greške u prognozi ili nedostupnost proizvodnih kapaciteta mogu da nametnu kupovinu zamenske električne energije upravo tokom najskupljih intervala, podižući troškove znatno iznad nivoa koji pokazuje bazna cena. Mađarski HUPX zabeležio je prosečnu cenu od 284,63 €/MWh, što je rast od 5,9% sa 268,78 €/MWh. Srbija je tako ponovo bila skuplja od Mađarske, uz premiju od 1,91 €/MWh, nakon što je prethodne nedelje bila jeftinija za 4,99 €/MWh.
Promena odnosa cena pokazuje rizik koji ostaje kada se obaveze u Srbiji hedžuju ugovorima vezanim za mađarsko tržište. Zaštita od opšteg rasta cena ne uklanja promenu razlike između referentnog tržišta za hedžing i tržišta na kojem se isporuka obavlja. Prosečna nedeljna cena u Nemačkoj porasla je za 71,4%, sa 134,35 na 230,24 €/MWh.
Premija Mađarske prema Nemačkoj smanjila se sa 134,43 na 54,39 €/MWh, čime je umanjena prosečna bruto prednost nabavke prema nemačkoj referentnoj ceni. Preostala razlika i dalje je bila značajna, ali su ostvarive trgovačke marže zavisile od pojedinačnih intervala isporuke, raspoloživih prenosnih prava i troškova transakcija.
Cene na tržištima zapadne i istočne Evrope
Među kompletnim nedeljnim serijama koje su obuhvaćene analizom, najveći procentualni rast zabeležen je na zapadnim tržištima SEE. Cena na slovenačkom BSP porasla je za 15,4%, sa 231,56 na 267,30 €/MWh, dok je hrvatski CROPEX zabeležio rast od 14,3%, sa 237,03 na 270,92 €/MWh. U Austriji je prosek porastao za 15,1%, na 266,06 €/MWh.
Cena u severnoj italijanskoj zoni trgovanja na IPEX-u porasla je za 7,9%, na 267,32 €/MWh. Crna Gora je bila skuplja za 5,76 €/MWh, u poređenju sa 4,09 €/MWh prethodne nedelje. Taj odnos je pokazatelj za trgovinu preko Jadrana, ali nedeljni proseci ne utvrđuju smer ni isplativost pojedinačnih transakcija preko interkonektora Crna Gora–Italija.
U Rumuniji je prosečna cena na OPCOM-u dostigla 287,26 €/MWh, što je rast od 11,1% sa 258,48 €/MWh. Bugarski IBEX zabeležio je rast od 11,2%, sa 255,49 na 284,10 €/MWh. Grčki HEnEx takođe je poskupeo za 11,2%, dostigavši 255,04 €/MWh, naspram 229,42 €/MWh prethodne nedelje.
Premija Mađarske u odnosu na Grčku sužena je sa 39,36 na 29,59 €/MWh, čime je smanjena još jedna regionalna razlika u cenama nabavke. Dostupna poređenja radnih dana pokazala su slično sužavanje razlika u Albaniji i Severnoj Makedoniji. ALPEX je od 26. do 30. oktobra ostvario prosečnu cenu od oko 287,48 €/MWh, naspram 258,12 €/MWh od 19. do 23. oktobra, što je rast od približno 11,4%.
Odgovarajući prosek na MEMO-u porastao je za oko 10,8%, sa 266,66 na 295,38 €/MWh. Ovi podaci ne obuhvataju vikende i izračunati su na osnovu zaokruženih dnevnih vrednosti, pa predstavljaju uži osnov za poređenje od potpunih nedeljnih proseka na ostalim tržištima.
Potrošnja, proizvodnja i prekogranični tokovi
Operativni podaci ukazuju na složeniju situaciju u snabdevanju od jednostavnog manjka proizvodnje iz obnovljivih izvora. Prijavljena potrošnja u regionu u proseku je iznosila 33.535 MW od 26. do 29. oktobra, što je 5,7% više nego u odgovarajućem periodu od ponedeljka do četvrtka prethodne nedelje. Neto uvoz porastao je za 8,4%, na približno 4.002 MW.
Proizvodnja vetroelektrana oporavila se za 66,3%, na oko 4.449 MW, dok je proizvodnja hidroelektrana porasla za 9,4%, na 4.321 MW. Proizvodnja solarnih elektrana pala je za 36,1%, na približno 2.987 MW, a proizvodnja iz gasa porasla je za 12,4%, na oko 6.161 MW. Veća potrošnja i slabija proizvodnja iz solarnih elektrana tako su poništile veliki deo poboljšanja u dostupnosti energije iz vetra i hidroelektrana.
Ova uporediva operativna poređenja ne obuhvataju prognoze za petak i ne predstavljaju potpuni nedeljni bilans proizvodnje ni stanje akumulacija. Zavisnost Bugarske od uvoza dodatno je porasla: komercijalni rasporedi za 26–30. oktobar pokazuju prosečan neto uvoz od oko 504 MW, naspram 29 MW od 19. do 23. oktobra.
Grčka je snabdevala Bugarsku tokom cele radne nedelje, dok je Turska svakog radnog dana imala planirani izvoz u Bugarsku od po 100 MW. Južni pravci snabdevanja ostali su važni za regionalni bilans i pored smanjenja razlika u cenama. Prijavljeni neto izvoz Bosne i Hercegovine tokom radnih dana oporavio se sa oko 145 na 276 MW.
Istovremeno, prijavljeni uvoz Hrvatske tokom radnih dana smanjen je sa oko 863 na 573 MW, uprkos višoj ceni na njenom tržištu. Suprotna kretanja pokazuju da se neto trgovinski položaj zemlje i njena veleprodajna referentna cena mogu menjati u različitim smerovima. Komercijalni rasporedi sami po sebi nisu dovoljni da se utvrdi koja su ograničenja prenosne mreže bila aktivna.
Raspoloživost rumunskih elektrana i cene skladištenja
Raspoloživost proizvodnih kapaciteta u Rumuniji ostala je važna tema. U saopštenju ministarstva od 30. oktobra navedeno je da su oba reaktora elektrane Cernavodă i dalje bila bezbedno isključena. Vanredno upozorenje produženo je 28. oktobra za 30 dana zbog zabrinutosti u vezi sa dovoljnim rezervama tokom vršnih opterećenja.
Ranije razmatrana pretpostavka da će reaktor biti ponovo pokrenut 1. novembra nije postala potvrđena raspoloživost za rad. Izveštaji tokom nedelje ukazivali su na mogućnost povratka jednog reaktora sredinom novembra, pod uslovom da protok Dunava to dozvoli.
Negativne cene nisu zabeležene u potpunim nedeljnim serijama za Srbiju, Crnu Goru, Mađarsku, Rumuniju, Bugarsku, Grčku, Hrvatsku, Sloveniju, Austriju i severnu Italiju. Ni prethodne nedelje u tim tržištima nije bilo negativnih intervala. Za investitore u skladištenje energije, ova nedelja ukazala je na mogući značaj zarade tokom skupih intervala isporuke, umesto oslanjanja isključivo na punjenje u periodima negativnih cena.
Za procenu stvarnih prihoda i dalje je potrebno uzeti u obzir troškove punjenja, gubitke, operativna ograničenja i prihode od balansiranja. Puni nedeljni podaci o obimu trgovine na berzama, cenama unutardnevnih transakcija, troškovima balansiranja, obračunu odstupanja i zagušenjima na pojedinačnim granicama i dalje nisu dostupni.
Nova solarna elektrana i ulaganja u mrežu
OMV Petrom je 28. oktobra objavio da su tri solarne elektrane koje je razvio sa kompanijom Renovatio, ukupne snage oko 130 MW, počele komercijalni rad i isporuku električne energije u rumunsku mrežu. Projekti u mestima Țăndărei, Bucovăț i Căzănești zahtevali su ulaganje od oko 78 miliona evra, uključujući približno 26 miliona evra grantova iz programa PNRR. OMV Petrom ima udeo od 50%, što odgovara kapacitetu od oko 65 MW.
Prognozirana bruto godišnja proizvodnja iznosi približno 200.000 MWh. U Hrvatskoj su HOPS i KONČAR 27. oktobra objavili ugovor o nabavci transformatora za regulaciju faznog pomeraja u Gračacu, koji treba da unapredi upravljanje tokovima aktivne snage. Vrednost ugovora iznosi 11,5 miliona evra bez PDV-a.
Ulaganje je deo projekta GreenSwitch, koji se finansira kroz evropski program CEF Energy, uz pokriće 50% prihvatljivih troškova. Tokom nedelje napredovala je nabavka opreme, dok puštanje u rad i eventualno povećanje raspoloživog kapaciteta za prenos ostaju buduće faze projekta.
Crna Gora i Italija nastavile su pripreme za spajanje tržišta, a CGES i Terna radili su na proračunu i dodeli prekograničnih kapaciteta. Regulatorna odobrenja još nisu bila dobijena, pa je važno razlikovati postojeću fizičku vezu od buduće koordinisane dodele kapaciteta na tržištu. Obnovljena HUPX platforma za objavljivanje insajderskih informacija postala je dostupna 27. oktobra, zajedno sa izmenjenim pravilima objavljivanja.
Bolji pristup informacijama o ispadima elektrana može da podrži odluke o trgovanju, ali dostupni uporedivi nedeljni podaci nisu pokazali da su troškovi odstupanja smanjeni. Tržišni signal je ipak bio jasan: sužavanje razlike u odnosu na Nemačku smanjilo je regionalne cenovne razlike, ali nije snizilo troškove električne energije za kupce u jugoistočnoj Evropi.
