Tržišta električne energije u Centralnoj i Jugoistočnoj Evropi 27. februara 2026. pokazuju jednu od najjasnijih strukturnih hijerarhija cena unutar evropskog elektroenergetskog sistema. Podaci iz regionalnog trgovačkog snimka pokazuju postojanost trostruke cenovne strukture, koja obuhvata premium tržišta, centralne likvidne čvorove i strukturno diskontovane zone Jugoistočne Evrope. Ova hijerarhija je oblikovana kombinacijom prenosnih ograničenja, razlika u proizvodnom miksu, troškova goriva i varijabilnosti obnovljivih izvora.
Day-ahead tržište zatvorilo se sa jakom disperzijom cena širom regiona. Italijansko tržište ostalo je premium referentna tačka sa cenama oko 107,46 €/MWh, odražavajući strukturnu snagu potražnje i marginalnu proizvodnju zasnovanu na gasu. Tržišta Centralne Evrope formirala su srednji sloj sa cenama između 65 €/MWh i 77 €/MWh, uključujući Nemačku 65,83 €/MWh, Austriju 73,06 €/MWh, Mađarsku 76,96 €/MWh, Sloveniju 74,55 €/MWh i Hrvatsku 73,89 €/MWh. Tržišta Jugoistočne Evrope trgovala su značajno niže, sa Rumunijom i Bugarskom oko 67,49 €/MWh, Grčkom 65,66 €/MWh, Srbijom 38,26 €/MWh, Crnom Gorom 34,12 €/MWh i Albanijom svega 31,09 €/MWh.
Razlika između najskupljih i najjeftinijih tržišta premašila je 76 €/MWh, što predstavlja neobično širok raspon za međusobno povezana tržišta električne energije. Takvi rasponi bi normalno izazvali velike arbitražne tokove koji bi izjednačili cene. Ipak, postojanost ove cenovne hijerarhije jasno pokazuje uticaj fizičkih prenosnih ograničenja.
Električna energija u Jugoistočnu Evropu uglavnom stiže kroz Centralnoevropske koridore, posebno preko Austrije i Slovačke u Mađarsku. Uvoz u region iz ovih ključnih tržišta prosečno je iznosio oko 1.918 MW tokom analiziranog perioda. Mađarska stoga deluje kao ključna prenosna kapija kroz koju električna energija ulazi u Jugoistočnu Evropu pre nego što se kreće ka Rumuniji, Srbiji i Hrvatskoj.
Cenovni odnos između Nemačke i Mađarske jasno ilustruje ovaj mehanizam. Spread između ova dva tržišta 27. februara iznosio je oko 11 €/MWh, što je dovoljno da podrži kontinuirani uvoz u Mađarsku. Kada spread premaši približno 8–10 €/MWh, prekogranični tokovi postaju ekonomski isplativi i električna energija počinje da se kreće ka istoku kroz mrežu.
Kada električna energija stigne u Mađarsku, ona se raspodeljuje kroz mrežu Jugoistočne Evrope putem interkonekcija koje povezuju Rumuniju, Hrvatsku, Srbiju i Bosnu. Podaci o komercijalnim tokovima pokazuju značajne prenose duž ovih ruta. Mađarska je izvezla približno 899 MW ka Austriji, 922 MW ka Slovačkoj, kao i značajne količine ka Hrvatskoj i Srbiji, što naglašava dinamičnu prirodu prekograničnog balansiranja.
Uprkos ovim tokovima, cene na balkanskim tržištima ostaju znatno niže nego u Centralnoj Evropi. Glavni razlog je struktura proizvodnje ovih sistema. Zemlje poput Srbije, Bosne i Crne Gore u velikoj meri se oslanjaju na termoelektrane na lignit i hidroelektrane koje rade sa relativno niskim marginalnim troškovima. Kada je hidro proizvodnja jaka, ovi sistemi generišu višak električne energije koji snižava lokalne cene.
Hidroenergija je činila skoro 30% regionalne proizvodnje, sa izlazom od oko 11.534 MW tokom analiziranog perioda. Ugalj je doprineo oko 6.783 MW, gas 5.390 MW, nuklearna energija 5.524 MW, solarna 4.018 MW, a vetar 2.726 MW. Ovaj miks objašnjava zašto cene na Balkanu često ostaju znatno ispod italijanskih i centralnoevropskih, gde gasne elektrane često određuju marginalnu cenu.
Satne krive cena dodatno potvrđuju ovaj strukturni obrazac. Na berzama kao što su HUPX, OPCOM i BSP, podnevne cene naglo su padale kako je rasla solarna proizvodnja u Centralnoj Evropi. Na nekoliko tržišta, minimalne cene približavale su se 0 €/MWh, odražavajući višak obnovljive energije. Do večeri, međutim, potražnja raste dok solarna proizvodnja nestaje, što uzrokuje nagli skok cena ka 140–150 €/MWh u vršnim satima.
Ove intraday dinamike stvaraju značajne prilike za trgovce električnom energijom i operatore skladišta. Dnevni rasponi između vanvršnih i vršnih sati često su prelazili 60 €/MWh, omogućavajući baterijama i reverzibilnim hidroelektranama da iskoriste značajnu arbitražnu vrednost.
Italijansko tržište pojačava ovu volatilnost. Zbog velike zavisnosti od gasnih elektrana, cene u Italiji snažno reaguju na troškove goriva i cene CO₂. Referentne cene prirodnog gasa na austrijskom CEGH hub-u nedavno su se kretale oko 33,19 €/MWh, dok su evropske dozvole za emisije dostigle 70,97 €/t. Zajedno, ovi faktori podižu marginalni trošak proizvodnje iz gasnih elektrana iznad 90 €/MWh, jačajući premium poziciju italijanskog tržišta.
Zbog toga trgovci često pokušavaju da preusmere električnu energiju jugom iz Centralne Evrope u Italiju preko interkonekcija sa Slovenijom i Austrijom. Međutim, ovi koridori su često zagušeni, ograničavajući arbitražne tokove i omogućavajući da cenovni rasponi ostanu postojani.
Postojanost trostruke cenovne strukture stoga odražava kombinaciju ekonomije proizvodnje i fizičkih infrastrukturnih ograničenja. Iako inicijative market coupling-a širom Evrope teže bližoj integraciji tržišta električne energije, fizička mreža ostaje konačni faktor u postizanju konvergencije cena.
Gledajući unapred, proširenje prenosne mreže igraće ključnu ulogu u oblikovanju budućnosti tržišta električne energije u Jugoistočnoj Evropi. Dodatne interkonekcije koje povezuju Italiju sa Balkanom i jačanje veza Mađarske sa Srbijom i Rumunijom mogle bi značajno smanjiti cenovne razlike u narednoj deceniji. Do tada, trenutna strukturna hijerarhija nastaviće da definiše trgovačke prilike širom regiona.
Pripremljeno od strane virtu.energy
