Jugoistočna Evropa ostaje podeljena na tri cenovne zone: mađarska premija raste dok solarna energija povećava vrednost fleksibilnosti

Dnevne cene električne energije porasle su na većini tržišta jugoistočne Evrope za isporuku 14. jula 2026, ali taj rast nije doveo do regionalnog ujednačavanja. Umesto toga, tržište je ostalo podeljeno na tri cenovne zone: skuplju grupu Mađarska–Slovenija–Austrija, srednji klaster Rumunija–Bugarska–Grčka–Hrvatska i jeftiniji južnobalkanski segment sa Srbijom, Crnom Gorom, Albanijom i Severnom Makedonijom.

Mađarska i centralna zona: premija se širi uprkos povezivanju

Na mađarskoj berzi HUPX bazna cena porasla je za 7,90 €/MWh na 133,75 €/MWh. Slovenija je zabeležila gotovo identičan nivo (133,65 €/MWh), dok je Austrija dostigla 135,72 €/MWh. Takva bliskost ukazuje da je Mađarska i dalje snažno povezana sa centralnoevropskom cenovnom zonom, uprkos nastavljenoj zavisnosti od prekograničnog uvoza električne energije.

Nemačka je trgovala po nižoj ceni od Mađarske—prosek 123,97 €/MWh—pa je mađarska premija iznosila 9,78 €/MWh. Ta razlika bila je oko 3 €/MWh veća nego prethodnog dana. Uvoz iz Austrije i Slovačke prema Mađarskoj i Sloveniji iznosio je prosečno oko 1.496 MW, što predstavlja smanjenje od 438 MW u odnosu na prethodnu sesiju; kombinacija veće potrošnje u Mađarskoj i manjeg uvoza iz centralne Evrope doprinela je širenju cenovnog jaza.

I pored te premije prema Nemačkoj, mađarska cena ostala je ispod italijanskog nivoa: Italija je dostigla 151,89 €/MWh, odnosno premiju od 18,14 €/MWh u odnosu na Mađarsku. Širi region nastavio je da izvozi električnu energiju prema Italiji sa prosečnim tokovima od oko 1.025 MW, što dodatno podržava cene u Sloveniji, Hrvatskoj i zapadnom delu Balkana.

Istok ispod Mađarske; Hrvatska kao srednja tačka uz veliki uvoz

Rumunija je završila dan sa cenom od 121,72 €/MWh. Bugarska i Grčka imale su identičan rezultat od 118,40 €/MWh, pa je mađarska trgovala sa premijom od 12,03 €/MWh u odnosu na Rumuniju i 15,35 €/MWh prema Bugarskoj i Grčkoj. Jednaka cena u Bugarskoj i Grčkoj sugeriše relativno efikasan prenos cena između ova dva povezana tržišta.

Hrvatska se kretala u sredini sa dnevnom cenom od 126,65 €/MWh—oko 7,10 €/MWh niže od Mađarske, ali značajno više od crnogorskog nivoa. Hrvatska se oslanjala na znatan uvoz: oko 587 MW iz Mađarske tokom baznih sati i oko 745 MW tokom vršnih perioda. Iz Slovenije je stizalo oko 503 MW u baznom periodu i oko 456 MW tokom vršnih sati; ukupni hrvatski neto uvoz dostigao je oko 1.214 MW, što ju je činilo najvećim uvoznikom u analiziranom regionu.

Južni Balkan ostaje najjeftiniji; ograničenja mreže sprečavaju pun prenos nižih cena

Najniže cene zabeležene su južnije na Balkanu. Na SEEPEX-u Srbija je porasla za 10,60 €/MWh na 108,15 €/MWh, ali je to i dalje bilo za 25,60 €/MWh niže nego u Mađarskoj. Crna Gora se završila na 103,97 €/MWh; Albanija na 103,77 €/MWh; Severna Makedonija na 104,74 €/MWh. Ova četiri tržišta formirala su relativno usklađenu južnobalkansku zonu sa razlikom manjom od 4,40 €/MWh.

Albanija je zabeležila najveći dnevni rast (+19,50 €/MWh) ali ostala najjeftinije tržište u regionu; Crna Gora je porasla za +8,70 €/MWh dok Severna Makedonija gotovo da nije menjala nivo. Srbija se trgovala nešto iznad svojih južnih suseda—viša za oko 4–4½ €/MWh prema Crnoj Gori i Albaniji.

Nastavak velikih razlika između regionalnih tržišta pokazuje da elektroenergetsko tržište jugoistočne Evrope ostaje fragmentisano: Bugarska izvozi oko 1.498 MW (Grčka približno 541 MW), dok Rumunija ostaje približno uravnotežena. Sa druge strane Mađarska uvozi oko 864 MW; Srbija približno 489 MW; a Hrvatska oko 1.214 MW.

Prekogranični tokovi takođe ne prate nužno direktno dnevne prosečne cene: Bugarska nastavlja izvoz ka Srbiji čak i kada ima višu dnevnu cenu—objašnjenja koja se navode uključuju bilateralne ugovore, rezervisane kapacitete i različite satne cene uz nepotpunu tržišnu integraciju između pojedinih granica.

Solar podiže vrednost fleksibilnosti: volatilnost raste tokom prelaska dana ka večeri

Pored geografskih razlika cena po zonama, ključan signal dolazi iz strukture ponude tokom dana. Rast proizvodnje iz obnovljivih izvora pomogao je da se pokrije deo dodatne potrošnje: prognozirana solarna proizvodnja povećana je za još 350 MW na ukupno 6.782 MW; vetar za +576 MW na 2.498 MW. Ukupno sunce i vetar dostigli su oko 9.280 MW—oko 28,4% prognozirane regionalne potrošnje.

Dodatnih približno 926 MW iz vetra i sunca pokrilo bi oko dve trećine (67%) dnevnog rasta potrošnje; preostali deo zahtevao bi oko dodatnih 458 MW fleksibilne proizvodnje ili promene u drugim obnovljivim izvorima i prekograničnim tokovima.

Volatilnost cena po satima naglašava koliko fleksibilnost postaje vredna kada solar “spusti” cenu tokom podnevnog maksimuma pa ona naglo raste pred večernji vrh: na HUPX-u cena pada tokom podnevnog maksimuma solarne proizvodnje na oko 75–90 €/MWh da bi tokom večernjeg vrha prelazila prag od više odreda (prema tekstu) preko/iznad nivoa od oko/više od “200” €. Slični obrasci zabeleženi su u Rumuniji, Grčkoj i Sloveniji; razlika između najnižih dnevnih i večernjih cena u Mađarskoj prelazila je više odreda (prema tekstu) preko “120” €/MWh.

Energetski troškovi koji stoje iza te dinamike dodatno su podržani višim večernjim cenama gasa: gas na austrijskom CEGH tržištu porastao je za +2,30 €/MWh na nivo od +52? (prema tekstu) do tačno navedeno “52,05 €/MWh”, grčki gas do “44,20 €/MWh”, dok su emisijske dozvole EU porasle na “80,11 €/t”. Tekst procenjuje da varijabilni trošak moderne gasne elektrane iznosi približno “124–136” €/MWh.

Potrošnja raste uz toplije vreme; domaća proizvodnja pokriva povratak radnim danima

Regionalna potrošnja prognozirana je na ukupno 32.728 MW—rast od +1.384 MW ili oko +4,4% u odnosu na ponedeljak. Potrošnja u Mađarskoj porasla je za +215 MW na +4.712 MW; grčka potrošnja za +398 MW na +7.470 MW; ukupno Rumunije i Bugarske dostiglo je +9.677 MW; a zapadni Balkan beleži rast potrošnje za oko +471 MW.

Više temperature nastavljaju da guraju potražnju naviše: prosečna temperatura regiona bez Grčke porasla je za +1,7°C na +23,5°C; prognozirano je oko +25? (prema tekstu) “25,5°C” u Mađarskoj,“24,6°C” u Srbiji,“29? (prema tekstu)“29? ,1°C” u Crnoj Gori,” uz dalje zagrevanje do kraja nedelje kada bi temperature mogle dostići “30,9°C” u Crnoj Gori—što bi trebalo dodatno da poveća potrebu za hlađenjem.

Kada se gleda struktura proizvodnje tokom ponedeljka (navedeno kao primer mešavine), domaći fleksibilni izvori igraju važnu rolu: ukupna regionalna proizvodnja dostigla je “30.505 MW”, što predstavlja rast od “4.246 MW” naspram nedelje. Solar učestvuje sa “6.432 MW”, uglj sa “6.187”, nuklearna energija sa “5.561”, hidroelektrane sa “4.940”, gas sa “4.065” i vetar sa “1.923”. Istovremeno povratak radne nedeljne potrošnje uglavnom se pokriva povećanjem domaće proizvodnje—hidro (+877 MW), solar (+847), vetar (+788), gas (+519) i uglj (+213)—dok se neto uvoz smanjio za “952 MW”, što sugeriše dovoljnu fleksibilnost regionalnog sistema.

Šta to znači za investitore: fragmentacija ostaje skupa dok fleksibilnost dobija premiju

Kombinacija tri cenovne zone i izraženih satnih skokova ukazuje da niža podnevna solarna energija ne uspeva automatski da obori večernje troškove širom regiona zbog ograničenja prenosne mreže i različitih tokova snabdevanja preko granica. Južnjobalanska tržišta ostaju blizu nivoa od oko “104–108” €/MWh“, ali ta prednost ne prenosi se punim intenzitetom prema Mađarskoj,“Sloveniji“ ili Italiji.

U tom kontekstu posebno se ističe značaj prekograničnih kapaciteta skladištenja energije i fleksibilne proizvodnje: mađarska zavisnost od uvoza zajedno s hrvatskim manjkom energije i visokim italijanskim cenama povećavaju vrednost resursa koji mogu da ublaže prelaz s podnevnog viška obnovljivih izvora ka večernjoj potražnji.