Tržišta struje na spot tržištu u Jugoistočnoj Evropi (JIE) pokazuju strukturnu divergenciju, razlike u ekonomici dispečovanja i asimetriju likvidnosti.
Tržišta za naredni dan širom JIE i Mađarske 25. februara 2026. odražavaju segmentiranu cenovnu strukturu, a ne jedinstvenu regionalnu zonu. Osnovne cene kretale su se od 107,7 EUR/MWh na HUPX do 45,5 EUR/MWh na ALPEX-u, dok je Slovenija na BSP-u imala 100,4 EUR/MWh, Hrvatska na CROPEX-u 94,1 EUR/MWh, Rumunija na OPCOM-u 59,0 EUR/MWh, Grčka na HENEX-u 54,5 EUR/MWh, Srbija na SEEPEX-u 53,6 EUR/MWh, a Crna Gora na BELEN-u 54,5 EUR/MWh. Razlika veća od 60 EUR/MWh između Mađarske i Albanije pokazuje da konvergencija cena u JIE ostaje nepotpuna i oblikovana je mixom proizvodnje, ograničenjima prenosa i dubinom likvidnosti.
Pozicija Mađarske iznad 100 EUR/MWh smešta je u centralnoevropski cenovni klaster, gde marginalne gasne jedinice i prekogranični tokovi sve više određuju clearing nivo. Poravnanje Slovenije na 100,4 EUR/MWh potvrđuje tvrđu integraciju sa austrijskim i nemačkim tržištima. Tržišta Zapadnog Balkana i dalje formiraju cene sa značajnim popustima, što odražava hidro-dominantnu proizvodnju, nižu likvidnost i slabije mehanizme tržišnog spajanja.
Intradnevna volatilnost dodatno potvrđuje strukturnu divergenciju. Na HUPX-u, satne cene dostigle su maksimum od 177,5 EUR/MWh i minimum od 46,3 EUR/MWh, ukazujući na široke potrebe za peak-load i rampama. Slične vrednosti iznad 140 EUR/MWh zabeležene su u Sloveniji i Hrvatskoj, dok su SEEPEX i ALPEX doživeli oštre satne skokove i pored nižih dnevnih proseka. Albanija je zabeležila maksimalnu satnu cenu od 163 EUR/MWh, što pokazuje da tanka likvidnost pojačava volatilnost kada marginalne jedinice određuju cenu.
Ukupna regionalna proizvodnja dostigla je 38.560 MW, dok je potrošnja bila 36.485 MW. Hidroenergija činila je 11.961 MW, ugalj 7.182 MW, gas 5.877 MW, vetar 2.510 MW, solar 3.194 MW, a nuklearna energija 5.539 MW. Dominacija hidroenergije u nekim balkanskim sistemima objašnjava lokalizovano snižavanje cena, dok jača izloženost Mađarske gasu povezuje cene sa karbonski prilagođenim marginalnim cenama u Centralnoj Evropi.
Neto uvoz u sistemu SEE + Mađarska iznosio je -2.652 MW, sa 177 MW osnovnog uvoza iz Austrije i Slovačke, potvrđujući delimičnu zavisnost od uzvodnih tržišta za balans, posebno tokom sati vršnog opterećenja. HU-DE spread od 13,7 EUR/MWh signalizira aktivne arbitražne prilike, jer razlike u cenama između Nemačke i Mađarske podstiču prekograničnu optimizaciju.
Asimetrija likvidnosti ostaje ključna za fragmentaciju cena. HUPX, BSP i CROPEX imaju dublje order bookove i jaču povezanost sa EPEX-om, što podržava konvergenciju sa kontinentalnim čvorištima. Suprotno tome, SEEPEX, BELEN i ALPEX posluju u tanjem trgovinskom okruženju, gde ograničeno učešće povećava osetljivost na fluktuacije proizvodnje. Strukturni popusti u Srbiji i Albaniji odražavaju postojane razlike u dizajnu tržišta, a ne samo cikličke oscilacije.
Rast penetracije obnovljivih izvora uvodi dodatnu složenost. Ukupna proizvodnja vetra i solarne energije dostigla je 5.704 MW, što pritiska cene u podne na južnim tržištima i pojačava večernju rampu. Termalne jedinice sa približno 13.600 MW instalirane snage i dalje su ključne za stabilizaciju sistema. Kako kapacitet obnovljivih izvora raste, intradnevni rasponi cena verovatno će se širiti, naglašavajući važnost fleksibilnih kapaciteta i prekogranične prenosa.
Matrica cena od 25. februara pokazuje slojnu regionalnu strukturu. Tržišta povezana sa Centralnom Evropom grupišu se oko 100 EUR/MWh, tržišta srednjeg sloja poput Rumunije i Grčke formiraju cene u rasponu 50–60 EUR/MWh, dok tržišta Zapadnog Balkana ostaju strukturno snižena. Ovi slojevi su povezani, ali nisu u potpunosti harmonizovani. Prenosni čepovi, delimično spajanje tržišta i različite stope penetracije obnovljivih izvora i dalje otežavaju punu konvergenciju.
Arbitražne prilike i dalje postoje preko više koridora. Diferencijal između HUPX-a (107,7 EUR/MWh) i SEEPEX-a (53,6 EUR/MWh) prelazi 50 EUR/MWh, dok BSP-ova blizina Mađarskoj sugeriše tvrđu povezanost. ALPEX-ov popust od preko 60 EUR/MWh u odnosu na Mađarsku ukazuje na višak ponude ili strukturnu izolaciju. Takvi rasponi nisu prolazne anomalije, već stalna karakteristika regionalne arhitekture.
Zaključak je da spot tržišta JIE funkcionišu kao delimično integrisan sistem usidren u Centralnoj Evropi, ali ublažen lokalnim hidrokapacitetima, proizvodnjom obnovljivih izvora i ograničenjima prenosa. Dok se ne sprovede potpuna flow-based integracija i dublja harmonizacija balansiranja, disperzija cena će ostati ugrađena u regionalni trgovinski pejzaž.
Podaci od 25. februara odražavaju više od dnevne volatilnosti. Oni pokazuju energetski sistem u tranziciji — delimično konvergovan sa EU čvorištima, ali strukturno segmentisan interno. Kako karbonsko cenačenje utiče na dispatch ekonomiku, a penetracija obnovljivih izvora se produbljuje, volatilnost spot cena u JIE će verovatno rasti, čuvajući značaj analize prekograničnih spreadova i prognoziranja balansa sistema kao ključnih elemenata regionalne strategije trgovine energijom.
