JIE struja: cene blizu 120 €/MWh uprkos slabijoj potražnji, dok Italija ostaje trajna premija

Tržišna sesija na tržištu električne energije jugoistočne Evrope od 9. jula 2026. godine pokazala je da se napetost na spot tržištu ne mora nužno vezivati za trenutnu nestašicu ponude. Iako je potražnja oslabila i regionalni neto uvoz značajno smanjen, cene su ostale zategnute—sa koncentracijom veleprodajnih nivoa oko 120 €/MWh—što upućuje na to da su troškovni i proizvodni faktori i dalje dominantni.

Regionalni cenovni koridor: usko kretanje oko 120–123 €/MWh

Glavni signal nije bila kratkoročna nestašica, već snažna konvergencija cena između tržišta centralne JIE, uključujući Mađarsku, Rumuniju, Bugarsku, Grčku, Hrvatsku i Sloveniju. Na dnevnom “day-ahead” nivou, Mađarski HUPX završio je sesiju na 123,62 €/MWh (pad od 4,5 €/MWh), dok je OPCOM u Rumuniji bio na 119,97 €/MWh. IBEX u Bugarskoj je zatvoren na 119,92 €/MWh, HENEX u Grčkoj na 120,01 €/MWh, Hrvatska na 121,23 €/MWh i Slovenija na 122,50 €/MWh.

Time je formiran uzak regionalni opseg od približno 120 do 123 €/MWh. Ovakva struktura cena sugeriše da su povezana tržišta sve više “vezana” istim uslovima proizvodnje i troškova—umesto da svako nacionalno tržište formira sopstvenu premiju ili diskont.

Izuzeci: Srbija i Severna Makedonija sa diskontom, Italija sa strukturnom premijom

Srbija i Severna Makedonija odstupile su od regionalnog koridora. Prosečna cena na SEEPEX-u u Srbiji iznosila je 107,23 €/MWh, što predstavlja diskont od 16,40 €/MWh u odnosu na HUPX. Severna Makedonija zabeležila je najnižu regionalnu cenu od 103,05 €/MWh.

Italija je ostala suprotna strana spektra: prosečna cena iznosila je 153,73 €/MWh. Razlika prema Mađarskoj bila je veća od 30 €/MWh i nije delovala kao epizodna večernja pojava—premija se održavala kroz veći deo trgovačkog dana. Kontinuirana italijanska premija nastavila je da podržava prekogranične tokove ka jugu i zapadu.

Ponuda i potražnja: slabiji uvoz nije oborio cene zbog promene proizvodnog miksa

Uslovi ponude i potražnje poboljšali su se tokom sesije: ukupna potrošnja električne energije u JIE zajedno sa Mađarskom smanjena je na 31.575 MW (pad od 920 MW dnevno). Regionalni neto uvoz pao je na 907 MW (smanjenje za 1.639 MW). Isporuke iz centralnoevropskog regiona preko Austrije i Slovačke dodatno su opale—na 1.865 MW (pad od 1.689 MW).

Zbog toga se oslabio tradicionalni “benefit” jeftinije električne energije iz centralne Evrope za Mađarsku i širi region. Rast cene u Nemačkoj na 124,21 €/MWh doveo je HUPX gotovo do nemačkog nivoa, pa su se cene u JIE sve više oslanjale na regionalne uslove proizvodnje umesto na spoljne izvore.

Obnovljivi izvori pod pritiskom; termo proizvodnja preuzima deo tereta

Iako su obnovljivi izvori ostali važan deo miksa, njihova dostupnost tog dana nije bila dovoljna da ublaži rast troškovnog pritiska. Proizvodnja iz solarnih elektrana smanjena je za 760 MW na 6.236 MW; vetar je takođe pao na 1.141 MW. Hidroproizvodnja je povećana za 279 MW na 5.362 MW, ali to nije nadoknadilo slabiju dostupnost obnovljivih izvora.

Istovremeno je povećana proizvodnja iz uglja (za 294 MW na 6.514 MW) i gasnih elektrana (za 236 MW na 4.546 MW). Prelazak ka skupljoj termo proizvodnji usled slabije raspoloživosti obnovljivih izvora navodi se kao ključni pokretač koji drži cene povišenim uprkos nižoj potražnji.

Dnevni profil cena: pad tokom podneva i skokovi predveče

Dnevni obrazac cena bio je oblikovan ciklusima obnovljivih izvora—posebno solara—i večernjim rastom potražnje. HUPX je zabeležio minimum od 36,70 €/MWh tokom sata H15 i maksimum od čak 206,10 €/MWh u satu H22. Sličan obrazac viđen je u Nemačkoj te u Rumuniji, Bugarskoj, Grčkoj, Hrvatskoj i Sloveniji: niže cene tokom podnevnih sati praćene izraženim večernjim skokovima.

Srbija se izdvojila po volatilnosti predveče: iako joj prosečna dnevna cena ostaje niska u odnosu na region, tržište je dostiglo najviši večernji skok među analiziranim zemljama—227 €/MWh u satu H22.

Italija kao cenovni sidro; tokovi preko Crne Gore naglašavaju integraciju

Italija je nastavila da bude glavni cenovni oslonac regiona sa nacionalnim prosekom od 153,73 €/MWh. Čak ni minimalne dnevne vrednosti nisu pale nisko: minimalna dnevna cena zadržana je oko 136 €/MWh, što ukazuje da italijanska premija nije bila ograničena samo na periode večernje nestašice.

Crna Gora ostala je strateški tranzitni punkt: neto uvoz iznosio je113 MW; a prosečni tokovi iz Crne Gore ka Italiji bili su397 MW koji su rasli do507 MW tokom vršnih sati.

Balansi po zemljama: Bugarska stabilizuje region; Srbija ostaje deficitarna

Bugarska ima stabilizujuću ulogu ostvarivši neto izvoz od1.235 MW uz proizvodnju od4.983 MW naspram potrošnje3.749 MW—pod podrškom nuklearne energije, uglja i solarnih izvora. Izvoz se odvijao prema Rumuniji, Srbiji (uključujući Severnu Makedoniju) i Grčkoj čime se doprinosilo održavanju regionalnih cena oko nivoa od približno120 €/MWh.

Srbija ostaje strukturno deficitarna uprkos nižoj prosečnoj ceni: potrošnja3.441 MW naspram domaće proizvodnje2.975 MW ostavlja neto uvoz od466 MW (u vršnim satima čak777 MW). To pokazuje nastavak zavisnosti od regionalne podrške kada raste potražnja.

Mađarska takođe zavisi od uvoza mada joj se bilans poboljšao: potrošnja4.298 MW uz proizvodnju3.636 MW rezultira neto uvozom662 MW.

Rumunija gotovo uravnotežena; Grčka blizu balansa

Rumunija se približila ravnoteži sa potrošnjom5.755 MW i proizvodnjom5.481 MW uz neto uvoz274 MW; raznovrstan miks (hidroenergija, nuklearna energija, gas i ugalj) pomogao je da cene prate širi regionalni koridor JIE bez posebne premije—OPCOM cena od119,97 €/MWh potvrđuje trgovanje unutar opsega oko120 €/MWh.

Grčka je bila gotovo potpuno uravnotežena sa potrošnjom7.122 MW i proizvodnjom7.093 MW te svega29 MW neto uvoza; snažna dostupnost obnovljivih izvora sprečila je veća odstupanja cena uprkos tome što gas ima važnu ulogu u grčkom miksu.

Terminska tržišta šalju oprezan signal; nemački uticaj bi mogao prelomiti naredne sesije

Terminska tržišta ukazala su na opreznije pozicioniranje u odnosu na spot: CEGH fjučersi za gas porasli su na50,03 €/MVtҺ; grčki gas poskupeo je na45,01 €/MVtҺa troškovi uglja ojačali su dok su EUA dozvole blago pale na79,04 €/t—ali ne dovoljno da ponište podršku koju daju troškovi energenata.

Kada je reč o mađarskim električnim fjučersima za srednji rok oni su ostali visoko: cena za29.nedelju iznosila je133,s0€/MVtҺ? (navedeno kao133/50), za30.nedelju130€/MVtҺ i prosečna cena za2026.godinu131,s0€/MVtҺ? (navedeno kao131/50). Trgovci time impliciraju očekivanje relativno stabilnog okruženja srednjeg roka.

Konačno tržišno tumačenje sesije jeste da se jugoistočna Evropa pomerila iz perioda ekstremne napetosti vezane za visoke temperature ka strukturi koja više zavisi od razlika između tržišta i osetljivosti troškova energenata. Niža potražnja smanjila je neposredan pritisak na ponudu-potražnju، ali slabiji solarni inputi، niža vetrovitost i veća potreba za termoelektranama zadržali su cenu blizu120€/MVtҺ.

Naredni ključ za kretanje cena biće smer nemačkog tržišta: povratak “jeftinijeg” uvoza iz centralne Evrope mogao bi spustiti HUPX i cene istočne JIE، dok bi nastavak snažne nemačke dinamike zajedno s trajnom italijanskom premijom mogao držati regionalne nivoe blizu120€/MVtҺ uprkos slabijoj potražnji.