Januar 2026. u Jugoistočnoj Evropi protekao je kao jedinstveni sistem zimskog stresa, a ne kao mozaik izolovanih nacionalnih tržišta. Formiranje cena u regionu manje je bilo pod uticajem glatkog prenosa troškova goriva, a više pod uticajem kratkotrajnih perioda nestašice, ograničenja večernjih rampi i praktičnih limita prekogranične povezanosti. Mesečni proseci, iako visoki, kriju mnogo važniju realnost: relativno mali broj sati i dana postavio je ekonomski ton za ceo mesec, oštro redistribuirajući vrednost između fleksibilnih i nefleksibilnih učesnika na tržištu.
U regionu, karakteristika januara bila je koegzistencija mirnih, energetski dugih sati i naglog repricinga tokom zategnutih rampi. Srbijanski SEEPEX dnevni-ahead (day-ahead) tržište to jasno ilustruje. Mesec je zatvoren prosečnom baseload cenom od €118,13/MWh i prosekom vršnih sati od €136,27/MWh, dok su dnevne cene baseload-a varirale od €66,89/MWh do €228,29/MWh, a vršni sati dostigli ekstrem od €293,84/MWh na najstresnijem danu. Ukupni promet od 404.970,3 MWh, što je pad od 18,3% mesečno, pokazuje da signali cena nisu razblaženi prekomernom likvidnošću, već da tržište ponovo i ponovo repricira nestašicu kada fleksibilnost oslabi.
Hrvatski CROPEX bio je strukturno viši tokom meseca, sa prosečnim baseloadom od €143,16/MWh i vršnim €165,66/MWh na prometu od 658.973,3 MWh. Unutarmesečni raspon odražava volatilnost sličnu Srbiji, sa baseload danima od €68,85/MWh do €226,64/MWh. Profil cena Hrvatske pokazuje sistem upornije izložen uvoznim paritetima i ekonomiji koridora; kada je regionalna ponuda obilna, cene brzo opadaju, ali kada uvozi zaostaju tokom večernjih rampi, marginalna jedinica brzo ulazi u skuplji opseg.
Rumunski OPCOM day-ahead tržište bio je regionalni sidro visokih cena. Januar je prosečno imao €150,51/MWh baseload, €176,60/MWh vršni i €124,42/MWh off-peak, sa prometom od 1.520.885,0 MWh i tržišnim udelom od 32,04%. Premium Rumunije ne proizilazi samo iz veće potrošnje ili izloženosti gorivu; on odražava koliko često je sistem čistio na zategnutim termo marginama ili uvoznom paritetu tokom stresnih intervala, podižući mesečni prosek iako su off-peak sati ostali znatno jeftiniji.
Crnogorski MEPX dao je najekstremniji primer osetljivosti zbog likvidnosti. Prosečne dnevne baseload cene od €103,45/MWh i vršne od €115,05/MWh deluju skromno u poređenju sa Rumunijom ili Hrvatskom, ali je ukupni mesečni promet bio samo 39.572,2 MWh, sa prosečnim dnevnim prometom od 1.276,5 MWh. U tako tankom tržištu, januar je proizveo baseload minimum dan od €18,79/MWh i vršni minimum od €26,12/MWh, dok su maksimalni dani dostigli €156,24/MWh baseload i €186,38/MWh vršnih sati. Ovo nisu kontradiktorni signali; oni su prirodni ishod sistema koji se brzo prebacuje između sati sa dostupnim i ograničenim uvozom, pri čemu svaki režim biva pojačan ograničenom dubinom.
Razlog za ovako usklađene nacionalne obrasce cena leži u ponašanju konekcijskih koridora. Januar je bio mesec u kojem su interkonektori više puta određivali da li će nestašica biti deljena ili izolovana. Rumunski prekogranični podaci su posebno otkrivajući. Na granici Rumunija–Bugarska, izvršeni day-ahead tokovi iz Bugarske u Rumuniju iznosili su 408.525,4 MWh, dok je u suprotnom smeru bilo samo 131.397,9 MWh. Korišćenje ponuđenog kapaciteta bilo je 31,64% za Bugarska–Rumunija, nasuprot samo 6,75% za Rumunija–Bugarska, što jasno pokazuje da je ekonomski pravac toka bio pretežno jednosmeran veći deo meseca.
Na interfejsu Rumunija–Mađarska, obrazac je bio uravnoteženiji u volumenskom smislu, sa 363.560,1 MWh iz Mađarske u Rumuniju i 249.818,4 MWh iz Rumunije u Mađarsku. Ova dvosmerna kretanja signaliziraju tržište gde se vođstvo cena više puta menjalo tokom meseca, u zavisnosti od toga koji sistem je bio pod marginalnim stresom. Takvi koridori pokazuju prekidnu konvergenciju: sati skoro-pariteta isprekidani naglim divergencijama kada rente zagušenja skaču i svaka strana čisti prema sopstvenim marginalnim troškovima nestašice.
Bugarski IBEX dodaje važan sloj ovoj slici. Januarski day-ahead promet dostigao je 2.881.781,2 MWh, što je rast od 10% mesečno, sa novim dnevnim rekordom od 107.207,43 MWh 27. januara. Visoki povezani volumeni tokom volatilnog zimskog meseca su dvosekli mač. S jedne strane, odražavaju agresivnu arbitražu i snažnu integraciju, što bi trebalo da smanji razlike u cenama u nekontrolisanim satima. S druge strane, povećavaju verovatnoću da interkonektori budu zasićeni upravo tokom najvrednijih perioda, ostavljajući preostalu nestašicu da se lokalno i često nasilno ceni.
Kombinacijom ovih elemenata, mehanika SEE tržišta u januaru postaje jasna. Mesec nije bio definisan stalno visokim cenama, već ponovljenim promenama režima između sati sa viškom energije i sati sa nedostatkom fleksibilnosti. U satima sa viškom energije, cene u Srbiji, Hrvatskoj pa čak i Rumuniji mogle su pasti ka opsegu €60–€70/MWh, dok je Crna Gora mogla da padne u dvocifrene cene. U satima sa nedostatkom fleksibilnosti, naročito tokom večernjih rampi u hladnim uslovima, sistem se brzo repricirao u nestašicu, sa Srbijom koja dostiže skoro €300/MWh u vršnim danima i Rumunijom koja održava najviše proseke vršnih sati u regionu.
Distribucione posledice bile su oštre. Glavni dobitnici u januaru bili su vlasnici kontrolisane fleksibilnosti: hidrooperateri sa diskrecijom u planiranju, termo jedinice sa brzim rampanjem, portfeljski trgovci sa prekograničnom opcionalnošću i bilo koji resurs sposoban da prebacuje obim sa niskocenovnih off-peak sati u visoke rample. Ponavljana razlika između off-peak nivoa kao što je €124,42/MWh u Rumuniji i vršnih proseka od €176,60/MWh, ili između minimalnih baseload dana u Srbiji od €66,89/MWh i vršnih ekstrema blizu €293,84/MWh, stvorila je konzistentne monetizacione prilike zasnovane na obliku, a ne na ravnoj energiji.
Najjasniji gubitnici bili su nefleksibilni kupci i dobavljači sa strukturnim deficitom tokom stresnih intervala. Industrijski potrošači bez mogućnosti prebacivanja opterećenja, sistemi daljinskog grejanja izloženi večernjim vršnim satima i dobavljači oslonjeni na ravne baseload hedge-ove suočili su se sa mesecem u kojem mali deo sati određuje nesrazmerne troškove. Viši prosečni vršni sati Hrvatske od €165,66/MWh u poređenju sa Srbijom (€136,27/MWh) naglašavaju kako izloženost koridoru i zavisnost od uvoza može pojačati tu kaznu, dok Rumunija, sa najvišim prosekom i najvišim vršnim prosekom, kreira jedan od najizazovnijih profila nabavke u regionu.
Gledano kao integrisan sistem, januar potvrđuje da Jugoistočna Evropa sve više određuje cene presek ekonomije interkonekcije i nestašice fleksibilnosti, a ne bilo kog pojedinačnog referentnog goriva. Asimetrije koridora, poput Bugarske koja snabdeva Rumuniju više od tri puta jače nego obrnuto, zajedno sa tankom likvidnošću na manjim tržištima poput Crne Gore, objašnjavaju kako isti mesec može sadržati baseload dane od €18,79/MWh i vršne dane od €293,84/MWh. Trošak ugrađen u januarske proseke nije samo trošak energije; to je trošak fragmentacije u satima kada sistem najviše treba fleksibilnost, i upravo taj trošak je na kraju definisao ko je platio, a ko zaradio na SEE tržištima električne energije tokom meseca.
Pripremljeno od strane virtu.energy
