Neto uvoz električne energije u jugoistočnoj Evropi za isporuku u četvrtak, 5. novembra 2026, porastao je 27,4%, na 5.354 MW, dok su slabija proizvodnja vetroelektrana, hladnije vreme i veća potrošnja podigli cene na tržištima za dan unapred. Uvoz je pokrivao 15,2% potrošnje, u poređenju sa približno 12,1% u prethodnoj trgovačkoj sesiji. Podaci regionalnih tržišta za dan unapred pokazali su rast cena širom regiona.
Uvoz je povećan za 1.150 MW u odnosu na sredu, kada je iznosio 4.204 MW, dok je prognozirana potrošnja porasla za 353 MW, na 35.135 MW. Očekivana domaća proizvodnja smanjena je za 797 MW, sa 30.578 MW na 29.781 MW. Prognoza proizvodnje vetroelektrana pala je za 1.110 MW, na 4.013 MW, dok je prognoza solarne proizvodnje smanjena za 38 MW, na 3.051 MW.
Cene su porasle na svim glavnim tržištima jugoistočne Evrope, a najveći rast zabeležen je u Albaniji, Rumuniji, Srbiji i Crnoj Gori. Skok cena na spot tržištu bio je u suprotnosti sa nižim kotacijama električne energije i gasa na terminskim tržištima. Na sesiju su snažnije uticali raspoloživost proizvodnje i uslovi prekograničnog snabdevanja nego dugoročniji troškovi energije.
Uvozna izloženost podigla cene
Albanija je imala najvišu prosečnu cenu električne energije za dan unapred u regionu, od 375,70 €/MWh, što je za 42,7 €/MWh više nego u sredu. Razlika u odnosu na Mađarsku povećana je na 68,63 €/MWh, a satna cena dostigla je 700 €/MWh u 23. satu. Prognozirana potrošnja od 965 MW premašivala je očekivanu proizvodnju od 463 MW, pa je neto potreba za uvozom iznosila 502 MW.
Visoka satna cena ukazala je na izloženost sistema koji zavise od hidroenergije i uvoza formiranju cena u uslovima oskudice, kada konkurentna prekogranična ponuda nije dostupna. Maksimalna satna cena u Albaniji bila je najviša među cenama prijavljenim za tu sesiju.
Prosečna cena na rumunskom tržištu OPCOM za dan unapred dostigla je 324,13 €/MWh, što je povećanje od 23,3 €/MWh. Prognozirana neto potreba Rumunije za uvozom porasla je sa 715 MW na 2.128 MW, što je više od povećanja ukupnog regionalnog uvoza, pošto su se deficiti u nekim susednim zemljama smanjili.
Očekivana rumunska proizvodnja pala je sa 6.111 MW na 4.598 MW, dok je potrošnja blago smanjena, na 6.726 MW. Na uvoz je uticala smanjena raspoloživost nuklearnih kapaciteta, pošto nijedan od dva bloka elektrane Cernavoda nije bio u proizvodnom miksu prethodnog dana. Planirani povratak u rad bloka 1, snage oko 700 MW, bio je predviđen za 6. novembar, u zavisnosti od uslova rada, i mogao bi da smanji potrebe Rumunije za uvozom.
Cena električne energije za dan unapred na tržištu SEEPEX u Srbiji porasla je za 25,2 €/MWh, na 317,64 €/MWh. Bila je za 10,57 €/MWh viša od mađarske i približno 60 €/MWh viša od nemačke cene. Prognozirana potrošnja u Srbiji od 4.367 MW bila je veća od domaće proizvodnje od 3.105 MW, pa je neto potreba za uvozom iznosila 1.262 MW, odnosno gotovo 29% potrošnje.
Neto potreba Srbije za uvozom bila je neznatno niža nego prethodnog dana, ali je zavisnost od uvoza ostala značajna. Satna cena dostigla je 422,6 €/MWh u 18. satu. To je odražavalo izloženost večernjoj potražnji, kada domaća proizvodnja i raspoloživi uvoz nisu mogli da spreče rast vršnih cena.
Prosečna cena na crnogorskom tržištu BELEN za dan unapred porasla je za 23 €/MWh, na 322,17 €/MWh, premašivši cene u Srbiji i Mađarskoj. Prognozirana proizvodnja od 172 MW pokrivala je manje od polovine očekivane potrošnje od 367 MW, pa je neto uvoz iznosio približno 195 MW.
U proizvodnom miksu Crne Gore prethodnog dana nije bilo proizvodnje iz uglja, dok je proizvodnja iz hidroelektrana bila veoma mala. Planirani uvoz iz Italije preko interkonekcije Crna Gora–Italija u proseku je iznosio približno 577 MW. Crna Gora je istovremeno održavala komercijalne tokove električne energije sa susednim balkanskim tržištima.
Nacionalna cena električne energije u Italiji iznosila je 277,64 €/MWh. Bila je približno 44,53 €/MWh niža od cene u Crnoj Gori. Razlika je ukazala na komercijalni značaj jadranske interkonekcije, mada prihod od trgovine zavisi od prava na prenosne kapacitete, zagušenja i ugovornih pozicija.
Regionalne cene i terminska tržišta kretali su se različito
Cene za dan unapred porasle su i u Severnoj Makedoniji, na 314,68 €/MWh, Bugarskoj, na 312,88 €/MWh, Mađarskoj, na 307,07 €/MWh, Hrvatskoj, na 304,93 €/MWh, i Sloveniji, na 302,28 €/MWh. U Grčkoj je cena iznosila 293,37 €/MWh. Za Grčku se prognozirao neto izvoz od približno 1.811 MW.
Mađarska cena bila je za 49,69 €/MWh viša od nemačke, koja je iznosila 257,38 €/MWh. Prognozirani neto prilivi kroz Austriju i Slovačku ka mađarskom i slovenačkom delu regionalnog sistema iznosili su približno 4.154 MW. Prosečan ulaz električne energije u region iz Italije iznosio je oko 1.205 MW, ali obim uvoza i stanje mreže nisu bili dovoljni da uklone cenovnu razliku u odnosu na Mađarsku.
Nasuprot rastu spot cena, terminska cena električne energije u Mađarskoj za 46. nedelju pala je za 10,50 €/MWh, na 303,50 €/MWh, dok je cena za 47. nedelju smanjena za 21 €/MWh, na 273 €/MWh. Decembarska bazna električna energija pojeftinila je za 9 €/MWh, na 253 €/MWh. Razlika između mađarske i nemačke terminske cene za 46. nedelju sužena je za 24 €/MWh, na 51,50 €/MWh.
Terminske cene gasa za decembar su pale, dok su evropske dozvole za emisiju ugljenika ostale uglavnom stabilne, blizu 90 evra po toni. Različito kretanje spot cena i nižih mađarskih terminskih kotacija ukazalo je na to da su sesijom dominirali kratkoročna raspoloživost proizvodnje, promenljivo vreme i ograničenja prenosa, a ne jedinstven rast troškova snabdevanja električnom energijom.
Satna izloženost cenama, čvrsti prekogranični kapaciteti, fleksibilna proizvodnja i baterijsko skladištenje bili su važni za trgovce električnom energijom, industrijske potrošače i proizvođače iz obnovljivih izvora. Srbija i Crna Gora ostale su posebno osetljive na potrebe za uvozom i večernja vršna opterećenja, dok su raspoloživost nuklearnih kapaciteta u Rumuniji i regionalna proizvodnja vetroelektrana bili ključni kratkoročni tržišni faktori. Rizik je obuhvatao ne samo dugotrajno visoke prosečne cene već i veće razlike između zemalja i pojedinačnih sati. To je stvaralo izloženost troškovima nabavke i trgovine i pored pada cena električne energije za isporuku u kasnijim periodima.
