Dan unapred tržište električne energije u jugoistočnoj Evropi oštro se podelilo 23. jula 2026. godine, pri čemu su Mađarska i severna povezana tržišta zabeležila rast cena, dok su istočna i južna balkanska tržišta pojeftinila. Cena na berzi HUPX porasla je za 7,80 evra/MWh, na 130,13 evra/MWh, dok su veća očekivana proizvodnja iz obnovljivih izvora, hladnije vreme i manja potrošnja oborili cene u Rumuniji, Bugarskoj, Grčkoj, Srbiji, Crnoj Gori i Severnoj Makedoniji.
Razlika nije bila posledica regionalne nestašice električne energije. Očekivani neto uvoz u Mađarsku i jugoistočnu Evropu smanjen je sa 1.715 MW na svega 438 MW, dok je regionalna potrošnja pala za 620 MW, na 32.096 MW. Očekivalo se da će proizvodnja iz solarnih elektrana porasti za 1.671 MW, na 8.085 MW, dok je proizvodnja vetroelektrana trebalo da bude veća za dodatnih 488 MW, dostigavši 3.123 MW. Ova povećanja više su nego nadoknadila pad potrošnje, ali je njihova geografska koncentracija proizvela veoma različite cenovne ishode u povezanim zonama trgovanja.
Mađarska je ostala glavno tržište sa visokim cenama istočno od Austrije. Cena na HUPX-u od 130,13 evra/MWh bila je 12,48 evra/MWh viša nego u Nemačkoj, 10,95 evra/MWh viša nego u Rumuniji i 18,41 evro/MWh viša nego u Bugarskoj i Grčkoj, dok je u odnosu na Srbiju bila viša za 44,19 evra/MWh. Austrija je ostala skuplja, sa cenom od 138,21 evro/MWh, zbog čega je Mađarska imala diskont od 8,07 evra/MWh, dok je Italija zadržala najveću regionalnu premiju, sa 181,08 evra/MWh, odnosno 50,95 evra/MWh iznad HUPX-a.
Rast cena u Mađarskoj bio je koncentrisan van uobičajenog dnevnog vršnog perioda. Prosečna cena električne energije u periodu vršnog opterećenja na HUPX-u iznosila je svega 99,00 evra/MWh, u poređenju sa 161,30 evra/MWh u periodu van vršnog opterećenja. Tržište je dostiglo minimum od 40,50 evra/MWh u 11. satu, pre nego što je poraslo na 190,00 evra/MWh u 22. satu. Raspon od 149,50 evra/MWh između najniže i najviše dnevne cene ilustruje sve izraženije razdvajanje između podnevnih sati zasićenih solarnom proizvodnjom i perioda večernje preostale potražnje.
Nemačka je pokazala isti strukturni obrazac. Njena bazna cena na tržištu za dan unapred porasla je za 17,20 evra/MWh, na 117,65 evra/MWh, iako je prosečna cena u periodu vršnog opterećenja iznosila svega 78,20 evra/MWh. Cena električne energije van vršnog opterećenja u Nemačkoj iznosila je 157,10 evra/MWh, dok je dnevni maksimum takođe dostigao 190,00 evra/MWh u 22. satu. Sinhronizovani večernji maksimumi u Nemačkoj, Austriji, Mađarskoj, Rumuniji, Bugarskoj, Grčkoj, Sloveniji i Hrvatskoj ukazuju na snažan signal nestašice u visoko povezanoj mreži kada proizvodnja iz solarnih elektrana opadne, iako su podnevne cene i dalje fragmentisanije zbog lokalne proizvodnje iz obnovljivih izvora i ograničenja u prenosu.
Rumunija se odlučno kretala u suprotnom smeru od Mađarske. Cena na berzi OPCOM pala je za 2,50 evra/MWh, na 119,18 evra/MWh, iako je zemlja promenila svoju neto poziciju sa potrebe za uvozom od 849 MW prethodnog dana na izvoznu poziciju od 265 MW. Očekivana proizvodnja u Rumuniji porasla je na 5.832 MW, u poređenju sa potrošnjom od 5.567 MW.
Rumunija je prosečno izvozila 618 MW u Mađarsku, 355 MW u Srbiju i 862 MW u Bugarsku, dok je istovremeno nastavila da isporučuje 178 MW Moldaviji. Zemlja je tako postala važan izvor regionalnog snabdevanja, čak i dok je njena prosečna cena na tržištu za dan unapred opadala.
Rumunska satna kriva cena bila je znatno volatilnija nego što je sugerisala prosečna bazna cena. Cena je pala na 10,20 evra/MWh u 11. satu, dok je večernji maksimum dostigao 190,00 evra/MWh u 22. satu, čime je raspon iznosio gotovo 180 evra/MWh. Prosečna cena u periodu vršnog opterećenja iznosila je 77,10 evra/MWh, u poređenju sa 161,20 evra/MWh van vršnog opterećenja. Ovaj obrazac ukazuje na pogoršanje uslova za ostvarivanje capture price-a kod komercijalnih solarnih elektrana, uz istovremeno poboljšanje ekonomike kratkoročnog skladištenja i veću izloženost rizicima balansiranja tokom večernjeg povećanja potražnje.
Bugarska i Grčka ostvarile su potpuno identičnu cenu od 111,72 evra/MWh. Cene u Bugarskoj pale su za 2,80 evra/MWh, dok su u Grčkoj smanjene za 4,20 evra/MWh. Na oba tržišta minimalna cena iznosila je 9,20 evra/MWh u 11. satu, a maksimalna 190,00 evra/MWh u 22. satu. Prosečna cena u periodu vršnog opterećenja iznosila je svega 70,40 evra/MWh, u poređenju sa 153,00 evra/MWh van vršnog opterećenja.
Bugarska je postala najveći neto izvoznik u regionu, sa očekivanom proizvodnjom od 5.210 MW u poređenju sa potrošnjom od 3.803 MW, što je proizvelo neto višak od 1.407 MW. U Rumuniju je izvozila 862 MW, u Grčku 327 MW, a u Severnu Makedoniju 235 MW. Bugarska izvozna pozicija povećana je za 553 MW u odnosu na prethodnu sesiju, uz podršku nuklearnih elektrana, proizvodnje iz termoelektrana na ugalj i snažnije dnevne solarne proizvodnje.
Grčka je takođe prešla iz neto uvozne u neto izvoznu poziciju, sa 151 MW uvoza na 337 MW izvoza. Potrošnja je pala za 363 MW, na 7.802 MW, dok su prosečne temperature smanjene sa 30,3°C na 27,3°C. Očekivana proizvodnja dostigla je 8.139 MW. Grčka je izvozila 250 MW u Italiju, 298 MW u Severnu Makedoniju i 124 MW u Albaniju, dok je iz Bugarske uvozila 327 MW. Smanjenje potražnje za hlađenjem bilo je ključno za pad grčkih cena i preokret prekograničnih tokova.
Italija je ostala dominantno odredište za uvoz električne energije u regionu. Njena nacionalna cena na tržištu za dan unapred porasla je za 10,90 evra/MWh, na 181,08 evra/MWh, dok je cena u severnoj zoni iznosila približno 177 evra/MWh. Jugoistočna Evropa je planirala oko 1.370 MW izvoza u Italiju, uključujući 587 MW iz Crne Gore, 533 MW iz Slovenije i 250 MW iz Grčke.
Potražnja za uvozom u Italiji pomogla je da se očuvaju visoke večernje cene duž jadranskog i srednjoevropskog koridora, čak i dok je kontinentalni deo Balkana beležio znatno povoljniji dnevni bilans. Rezultat je bila jasna regionalna podela između dnevnog pada cena pod uticajem solarne proizvodnje i večernjeg rasta cena podržanog uvozom.
Srbija je zabeležila najnižu baznu cenu u posmatranom regionu. Cena na berzi SEEPEX pala je za 21,00 evro/MWh, na 85,94 evra/MWh, čime je Srbija bila 44,19 evra/MWh ispod Mađarske, 33,24 evra/MWh ispod Rumunije i 25,78 evra/MWh ispod Bugarske i Grčke. Prosečna cena u periodu vršnog opterećenja iznosila je 76,40 evra/MWh, dok je električna energija van vršnog opterećenja trgovana po 95,50 evra/MWh. Dnevni minimum iznosio je 36,00 evra/MWh u 14. satu, a maksimum 150,00 evra/MWh u 20. satu.
Pad srpskih cena zabeležen je uprkos očekivanoj neto potrebi za uvozom od 440 MW, nešto većoj od 359 MW prethodnog dana. Proizvodnja je procenjena na 2.987 MW, u poređenju sa potrošnjom od 3.427 MW. Srbija je uvezla približno 355 MW iz Rumunije, 282 MW iz Severne Makedonije i 67 MW iz Mađarske, dok je izvozila 163 MW u Crnu Goru, 89 MW prema Hrvatskoj i manje količine prema Bosni i Hercegovini.
Ova kombinacija pokazuje da srpski diskont nije bio samo posledica viška domaće proizvodnje. Tržište je imalo koristi od pristupa jeftinijoj električnoj energiji koja je prolazila kroz Rumuniju i Severnu Makedoniju, kao i od nižih cena u južnom Balkanu i ograničene mogućnosti da se čitav diskont arbitražno plasira u Mađarsku. Razlika od 44 evra/MWh između SEEPEX-a i HUPX-a ukazuje na zagušenja i ograničenja u dodeli prekograničnih kapaciteta, a ne na potpuno integrisano satno tržište Srbije i Mađarske.
Crna Gora je zabeležila najveću dnevnu korekciju cene. Cena na berzi BELEN pala je za 40,40 evra/MWh, na 106,84 evra/MWh, čime je preokrenuta izuzetno visoka premija iz prethodne sesije. Crna Gora je ostala neto uvoznik 154 MW, uz očekivanu proizvodnju od 272 MW koja je pokrivala samo deo potrošnje od 425 MW.
Zemlja je uvozila električnu energiju iz Bosne i Hercegovine, Srbije, Albanije i sa Kosova, dok je istovremeno nastavila da planira oko 587 MW izvoza kroz podmorski kabl ka Italiji. Prosečna cena u periodu vršnog opterećenja iznosila je 87,00 evra/MWh, dok je cena van vršnog opterećenja ostala znatno viša, na 126,70 evra/MWh. Satni minimum pao je na 30,00 evra/MWh, dok je maksimum dostigao 179,10 evra/MWh. Kontinuirana potražnja iz Italije očuvala je večernju vrednost električne energije, ali je dodatna ponuda sa Balkana uklonila ekstremnu premiju zabeleženu dan ranije.
Cena u Severnoj Makedoniji pala je za 18,10 evra/MWh, na 90,13 evra/MWh. Tržište je prešlo u skromnu izvoznu poziciju od 32 MW, pri čemu je očekivana proizvodnja od 408 MW premašila potrošnju od 376 MW. Prosečna cena u periodu vršnog opterećenja iznosila je 63,40 evra/MWh, u poređenju sa 116,80 evra/MWh van vršnog opterećenja, dok su se satne cene kretale od 21,20 evra/MWh do 170,00 evra/MWh.
Albanija je bila relativno stabilna na 102,57 evra/MWh, što je pad od 1,90 evra/MWh. Očekivana proizvodnja od 862 MW ostavila je zemlji potrebu za uvozom od 81 MW, uz potrošnju od 943 MW. Ipak, na berzi ALPEX zabeležen je najveći apsolutni raspon satnih cena među manjim balkanskim berzama, od 25,00 evra/MWh do 218,00 evra/MWh. To odražava kontinuiranu izloženost Albanije hidrološkim uslovima, ograničenu domaću termičku fleksibilnost i uticaj večernjih cena na povezanim tržištima.
Hrvatska i Slovenija ostale su usklađene sa mađarsko-austrijskim koridorom, a ne sa jeftinijim istočnim Balkanom. Cena na berzi CROPEX porasla je za 3,40 evra/MWh, na 126,36 evra/MWh, dok je cena u Sloveniji povećana za 4,50 evra/MWh, na 131,52 evra/MWh. Hrvatskoj je bilo potrebno 887 MW neto uvoza, znatno više nego 342 MW prethodnog dana, dok je proizvodnja pala na 1.231 MW. Slovenija je uvozila 270 MW, dok je u Italiju izvozila 533 MW i istovremeno povlačila značajne količine električne energije iz Austrije i Mađarske.
Terminska kriva ojačala je znatno snažnije od spot tržišta. Na zatvaranju trgovanja 22. jula, mađarska električna energija za 31. nedelju porasla je za 9 evra/MWh, na 140 evra/MWh, dok je cena za 32. nedelju skočila za 16 evra/MWh, na 164,50 evra/MWh. Mađarski ugovor za avgust 2026. poskupeo je za 10 evra/MWh, na 156,50 evra/MWh, dok je ugovor za kalendarsku 2027. godinu porastao na 130 evra/MWh.
Premija Mađarske u odnosu na Nemačku iznosila je 14,50 evra/MWh za 31. nedelju, 24 evra/MWh za 32. nedelju, 23 evra/MWh za avgust i 20 evra/MWh za kalendarsku 2027. godinu. Terminsko tržište stoga već uračunava trajna regionalna zagušenja i buduće rizike od nestašice, a ne reaguje samo na relativno povoljan trenutni fizički bilans.
Tržišta goriva i emisija dodatno su podržala promenu terminskih cena. Cena austrijskog gasa CEGH porasla je za 2,50 evra/MWh, na 63,17 evra/MWh, dok je cena gasa u Grčkoj porasla na 54,33 evra/MWh, a cena dozvola EU ETS-a povećana za 3,40 evra po toni, na 86,63 evra/t. Ekonomika proizvodnje iz gasnih elektrana ostaje nepovoljna čak i za efikasne kombinovane gasno-parne elektrane, što održava snažnu cenovnu osnovu za večernje, zimske i periode sa niskom proizvodnjom iz obnovljivih izvora. Terminski ugovori za ugalj API2 takođe su blago ojačali, uz relevantne indikacije u rasponu od oko 123 do 126 dolara po toni.
Neposredni fizički bilans bio je relativno povoljan. Hladnije vreme, manja potrošnja, veća proizvodnja iz solarnih i vetroelektrana, bugarski izvoz i povratak Rumunije u izvoznu poziciju smanjili su zavisnost regiona od uvoza sa severa. Terminsko tržište, međutim, uračunava drugačiji period rizika, koji definišu skupi gas, viši troškovi emisija, nestašica tokom večernjeg povećanja potražnje i trajne premije Mađarske zbog zagušenja.
Sesija 23. jula zato je istovremeno donela slabe capture price-ove za solarnu proizvodnju i veću vrednost fleksibilne proizvodnje i skladištenja. Glavne prekogranične prilike i dalje su bile definisane neuobičajeno velikim razlikama između Srbije i Mađarske, kao i između Balkana i Italije, dok je šire tržište nastavilo da potvrđuje ključni strukturni trend: obilje električne energije iz obnovljivih izvora sve više obara podnevne cene, ali vrednost pouzdane, fleksibilne i dobro povezane proizvodnje naglo raste nakon zalaska sunca.
