Neto uvoz električne energije u Jugoistočnoj Evropi porastao je za 27,4% na 5.354 MW za isporuku u četvrtak, 5. novembra 2026, dok su slabija proizvodnja vetra, hladnije vreme i veća potrošnja podigli cene na tržištu za dan unapred. Podaci regionalnog tržišta pokazuju da je uvoz dostigao najviši nivo u sedam dana i pokrivao 15,2% potrošnje, u odnosu na približno 12,1% u prethodnoj trgovačkoj sesiji.
Uvoz je povećan za 1.150 MW u odnosu na sredu, kada je iznosio 4.204 MW. Prognozirana potrošnja porasla je za 353 MW na 35.135 MW, dok je očekivana domaća proizvodnja pala za 797 MW, sa 30.578 MW na 29.781 MW. Prognoza proizvodnje vetra smanjena je za 1.110 MW na 4.013 MW, a solarna proizvodnja za 38 MW na 3.051 MW.
Cene električne energije porasle su na svim glavnim tržištima u regionu, uz najjače skokove u Albaniji, Rumuniji, Srbiji i Crnoj Gori. Rast promptnih cena odvijao se uporedo sa slabljenjem terminskih kotacija za struju i gas, što je ukazalo na uticaj kratkoročne raspoloživosti proizvodnje i prekograničnog snabdevanja.
Uvoz podiže cene na nacionalnim tržištima
Albanija je zabeležila najvišu prosečnu cenu za dan unapred u regionu, od 375,70 €/MWh, što je rast od 42,7 €/MWh u odnosu na sredu. Razlika u odnosu na Mađarsku proširila se na 68,63 €/MWh, dok je najviša satna cena dostigla 700 €/MWh u 23. satu. Očekivana potrošnja od 965 MW premašila je prognoziranu proizvodnju od 463 MW, pa je potreba za neto uvozom iznosila 502 MW.
Visoka satna cena odražava izloženost sistema koji zavise od hidroenergije i uvoza cenama nestašice kada nema dovoljno konkurentnog prekograničnog snabdevanja. Albanija je ujedno imala najvišu prijavljenu satnu cenu u toj sesiji.
Rumunska berza OPCOM zabeležila je prosečnu cenu za dan unapred od 324,13 €/MWh, uz rast od 23,3 €/MWh. Prognozirana potreba za neto uvozom porasla je sa 715 MW na 2.128 MW, što je više od ukupnog rasta regionalnog uvoza, jer su se deficiti u nekim susednim tržištima smanjili. Očekivana rumunska proizvodnja pala je sa 6.111 MW na 4.598 MW, dok je potrošnja blago skliznula na 6.726 MW.
Rumunija je ostala izložena smanjenoj raspoloživosti nuklearne energije, pošto nijedan od dva bloka elektrane Cernavoda nije bio u proizvodnom miksu prethodnog dana. Povratak bloka 1, snage približno 700 MW, bio je planiran za 6. novembar, uz uslov da to dozvole operativni uslovi; njegovo ponovno uključivanje moglo bi da smanji potrebu zemlje za uvozom.
Na srpskoj berzi SEEPEX cena za dan unapred porasla je za 25,2 €/MWh na 317,64 €/MWh. Bila je 10,57 €/MWh viša od mađarske i približno 60 €/MWh iznad nemačke cene. Prognozirana potrošnja u Srbiji iznosila je 4.367 MW, a domaća proizvodnja 3.105 MW, što je ostavljalo neto potrebu za uvozom od 1.262 MW, odnosno gotovo 29% potrošnje.
Srpska potreba za neto uvozom bila je neznatno niža nego prethodnog dana, ali je zavisnost od uvoza ostala znatna. Satna cena na SEEPEX-u dostigla je 422,6 €/MWh u 18. satu, kada večernja potražnja, domaća proizvodnja i raspoloživ uvoz nisu bili dovoljni da obuzdaju vršnu cenu.
Prosečna cena na crnogorskoj berzi BELEN porasla je za 23 €/MWh na 322,17 €/MWh, iznad cena u Srbiji i Mađarskoj. Prognozirana proizvodnja od 172 MW pokrivala je manje od polovine očekivane potrošnje od 367 MW, uz neto uvoz od približno 195 MW. U proizvodnom miksu prethodnog dana nije bilo proizvodnje iz uglja, a hidroenergija je imala veoma mali udeo.
Planirani uvoz iz Italije preko interkonekcije Crna Gora–Italija u proseku je iznosio približno 577 MW, dok je Crna Gora imala i komercijalne tokove električne energije sa susednim balkanskim tržištima. Nacionalna cena u Italiji bila je 277,64 €/MWh, približno 44,53 €/MWh ispod crnogorske. Razlika ukazuje na komercijalni značaj jadranske interkonekcije, ali ostvareni prihodi od trgovine zavise od prenosnih prava, zagušenja i ugovornih pozicija.
Rast spot cena uz slabije terminske kotacije
Cene za dan unapred dostigle su 314,68 €/MWh u Severnoj Makedoniji, 312,88 €/MWh u Bugarskoj, 307,07 €/MWh u Mađarskoj, 304,93 €/MWh u Hrvatskoj i 302,28 €/MWh u Sloveniji. U Grčkoj je cena iznosila 293,37 €/MWh, a prognoza je ukazivala na neto izvoz od približno 1.811 MW.
Mađarska cena bila je 49,69 €/MWh iznad nemačke, koja je iznosila 257,38 €/MWh. Prognozirani neto prilivi preko Austrije i Slovačke u mađarski i slovenački deo regionalnog sistema bili su približno 4.154 MW, dok je prosečan ulaz električne energije iz Italije iznosio oko 1.205 MW. Regionalni uvoz i stanje mreže nisu bili dovoljni da uklone mađarsku premiju u odnosu na Nemačku.
Terminski ugovori za mađarsku električnu energiju kretali su se suprotno promptnom tržištu. Ugovor za 46. nedelju pao je za 10,50 €/MWh na 303,50 €/MWh, a za 47. nedelju za 21 €/MWh na 273 €/MWh. Decembarska bazna električna energija oslabila je za 9 €/MWh na 253 €/MWh, dok se razlika između mađarskog i nemačkog terminskog ugovora za 46. nedelju smanjila za 24 €/MWh na 51,50 €/MWh.
Terminski ugovori za gas za decembar oslabili su, dok su evropske dozvole za emisiju ugljenika ostale uglavnom stabilne, blizu 90 eura po toni. Razlika između rastućih promptnih cena i pada mađarskih terminskih kotacija ukazuje na tržište koje su u toj sesiji više oblikovali kratkoročna dostupnost proizvodnje, promenljivo vreme i ograničenja prenosa nego jedinstven rast troškova snabdevanja.
Za trgovce električnom energijom, industrijske potrošače i proizvođače iz obnovljivih izvora, sesija je istakla značaj izloženosti satnim cenama, čvrstih prekograničnih kapaciteta, fleksibilne proizvodnje i baterijskog skladištenja. Srbija i Crna Gora ostale su posebno osetljive na potrebe za uvozom i večernje vršne cene, dok su raspoloživost nuklearnih kapaciteta u Rumuniji i regionalna proizvodnja vetra važni za kratkoročno stanje tržišta.
Rizik za kupce i učesnike na tržištu obuhvatao je ne samo visoke prosečne cene već i veće razlike između zemalja i pojedinih sati, koje mogu povećati troškove nabavke i izloženost trgovanju čak i kada cene električne energije za kasnije rokove padaju.
