Day-ahead cene struje u SEE naglo porasle 23. juna: sever se približava Centralnoj Evropi, Srbija ostaje diskontni čvor

Junski skok day-ahead cena u jugoistočnoj Evropi ponovo je istakao koliko je regionalno tržište fragmentisano — i koliko investitori moraju da prate ne samo nivoe cena, već i to kada se pojavljuje oskudica. Za isporuku 23. juna, tržište je repricing-ovalo strmi večernji ramp residualnog opterećenja, podižući severni SEE klaster na nivoe bliske Centralnoj Evropi, dok su Srbija i Albanija ostale diskontovane.

Sever SEE prati Centralnu Evropu, Italija zaostaje

Mađarski day-ahead bazni indeks na HUPX-u iznosio je €173.04/MWh, što predstavlja rast od €47.6/MWh na dnevnom nivou. Rumunski OPCOM bio je gotovo usklađen na €172.88/MWh (+€48.8/MWh). Slovenija je zatvorila na €169.63/MWh (BSP), a Hrvatska na €170.37/MWh (CROPEX).

Ovaj pomak približio je severni SEE klaster cenama Nemačke (€174.91/MWh) i Austrije (€169.46/MWh). Italija je, međutim, ostala niže na €153.83/MWh.

Južnije cene ostaju duboko niže: Srbija kao diskontni čvor

Divergencija se najjasnije vidi južnije u regionu. Na SEEPEX-u Srbija je zatvorila na €93.36/MWh, dok je Albanija na ALPEX-u bila na €93.48/MWh. Crna Gora (BELEN) iznosila je €115.30/MWh, a Severna Makedonija (MEMO) pala je na €105.96/MWh.

Spread između Srbije i Mađarske proširio se na skoro €80/MWh, potvrđujući Srbiju kao glavni diskontni čvor u regionalnoj strukturi cena.

Cena rizika koncentrisana u večernjim satima uprkos dovoljnoj ukupnoj ponudi

Skok nije nastao iz opšteg manjka ponude: procenjena regionalna potrošnja bila je 31,785 MW (+840 MW dan na dan), dok je ukupna proizvodnja takođe porasla. Hidro je iznosio 6,324 MW, solar 6,609 MW, gas 4,634 MW, ugalj 4,549 MW i vetar 2,809 MW; nuklearna proizvodnja ostala je stabilna na 5,033 MW.

Zato se problem više vezuje za raspored proizvodnje tokom dana nego za ukupne količine — kada solar izlazi iz sistema i kada fleksibilna proizvodnja postavlja marginalnu cenu.

Kriva cena šalje jasan signal: niske sredinom dana, ekstremni večernji premijumi

Satni profili dodatno objašnjavaju trgovinski obrazac tog dana: maksimalne satne cene dostigle su €496.1/MWh u Mađarskoj, €545.5/MWh u Nemačkoj, €493.0/MWh u Rumuniji, €478.3/MWh u Sloveniji i €481.8/MWh u Hrvatskoj; Austrija je zabeležila maksimum od €488.7/MWh.

Maksimumi su bili koncentrisani oko 21–22h, dok su minimumi bili oko 14h — približno na nivou od €62–63/MWh u većini tržišta.

Takav oblik krive pojačava argument za fleksibilnost: baterije i reverzibilne hidroelektrane mogu prebacivati energiju iz viškova tokom dana ka popodnevnim i večernjim pikovima.

Forward tržište tretiralo skok kao kratkoročan događaj

Forward tržište nije pratilo spot skok u punoj meri. Mađarski Week 27 ostao je nepromenjen na €135.50/MWh; Week 28 pao je za €8 na €112.50/MWh; a jul 2026 oslabio je na €119/MWh.

Kruva je time signalizirala da se posmatrani skok tretira kao kratkoročan scarcity događaj pre nego strukturna promena repricing-a spot tržišta.

U pozadini troškova goriva gas je bio jači (CEGH €43.85/MWh; grčki gas €42/MWh), dok je EU karbon porastao na €81.57/tCO₂; ugalj je ostao stabilan.

Prekogranični tokovi pokazuju fragmentisanu ravnotežu

Tokovi su ukazali da regionalna ravnoteža nije homogena: SEE–Mađarska blok bio je blizu nule sa neto uvozom od -146 MW, dok su CORE tokovi ka regionu pali na 176 MW (-604 MW dan na dan). Grčka se pojavila kao značajan izvoznik (~1,405 MW), dok su Hrvatska, Rumunija i Srbija ostale neto uvoznici unutar regionalnih tokova.

Značaj za Srbiju: arbitraža postoji, ali zavisi od mreže i fleksibilnosti

Za Srbiju ova struktura ima direktan komercijalni smisao: SEEPEX je bio oko €80/MWh ispod HUPX-a i OPCOM-a. Teorijski izvozni arbitražni signal postoji, ali njegova realizacija ograničena je raspoloživim interkonektorima i nominacijama prekograničnih tokova — što dodatno naglašava vrednost prenosnih kapaciteta dok tržište još nema punu konvergenciju.

Planirana fleksibilnost kao odgovor na obrazac cena

Isti signal jača investicioni argument za fleksibilne kapacitete u regionu: planirana reverzibilna hidroelektrana Bistrica od 650 MW razvija se kroz finansijske razgovore sa JICA-om i direktno cilja obrazac niskih dnevnih nivoa uz visoke večernje pikove.

Slično tome, mrežni projekti u Crnoj Gori oko Perućice i Pljevalja ukazuju na nastojanja da se poveća fleksibilnost sistema.

Kratkoročni rizik dolazi iz vremena

Kao ključan kratkoročni faktor ostaje vremenski rizik: temperature u SEE regionu očekuju se da porastu sa 24.5°C na 26.3°C; Srbija ide ka 27°C, a Crna Gora ka 30°C. To može podržati potrošnju za hlađenje — ali problem večernjeg rampinga ostaje osetljiv posebno ako oslabi vetar ili dođe do ograničenja prekograničnih uvoza.

Sveukupno posmatrano sesija od 23. juna jasno pokazuje da SEE više nije jedinstven tržišni blok: sever prati Centralnu Evropu kroz cene večernje oskudice povezane s fleksibilnošću sistema, dok južni deo (Srbija i Albanija) ostaje duboko diskontovan — uz arbitražu koja postoji samo onoliko koliko to dozvoljava mrežna infrastruktura i dostupnost fleksibilnih resursa.