Cene struje u JIE se razdvajaju: obnovljivi izvori spuštaju dnevne nivoe, ali večernja zategnutost drži premije

Tržišta električne energije za dan unapred u jugoistočnoj Evropi oslabla su 17. jula 2026, ali je pad cena bio izrazito neujednačen. Poboljšana prognoza proizvodnje iz vetra i sunca povukla je cene nadole u delu regiona, dok su nastavak zagušenja u mreži, snažna večernja potrošnja i ograničena fleksibilnost prekograničnih kapaciteta održali premije na skupljim tržištima.

Regionalni jaz se proširio na 38 EUR/MWh

Razlika između najnižih i najviših cena proširila se na 38,23 EUR/MWh. Grčka je završila dan unapred sa cenom od 135,94 EUR/MWh, dok je Albanija zabeležila najviši nivo u regionu od 174,17 EUR/MWh. Umesto opšteg pada na svim tržištima, rezultat je bilo razdvajanje na nekoliko cenovnih zona—oblikovanih raspoloživošću obnovljivih izvora, zavisnošću od uvoza i pristupom jeftinijoj električnoj energiji.

Mađarska: pad dnevne cene, ali premija ostaje zbog večeri

Mađarska je zaključila dan unapred na 156,65 EUR/MWh, što predstavlja pad od 5,30 EUR/MWh u odnosu na prethodnu sesiju. U poređenju sa Nemačkom (140,63 EUR/MWh; pad od 19,20 EUR/MWh) i Austrijom (144,79 EUR/MWh; pad od 16,20 EUR/MWh), mađarsko smanjenje bilo je relativno manje.

Najvažniji signal došao je iz širenja cenovne razlike između Mađarske i Nemačke: jaz se povećao sa 2,10 EUR/MWh na 16,02 EUR/MWh u samo jednom danu. Iako su Nemačka i Austrija imale jaču proizvodnju iz obnovljivih izvora, jeftinija energija nije se prelila u potpunosti ka Mađarskoj—pre svega zbog stabilnih tokova prenosa sever–jug i ograničene raspoloživosti uvoznih kapaciteta.

Prognozirani neto uvoz Mađarske i Slovenije iz Austrije i Slovačke bio je oko 1.835 MW (gotovo nepromenjen). To sugeriše da postojeći prekogranični kapaciteti nisu bili dovoljni da uklone mađarsku premiju.

Večernji vrhovi guraju cenu naviše

Satni profil mađarskog tržišta dodatno objašnjava zašto dnevna cena nije pala proporcionalno kao drugde. Tokom popodnevnih sati—u periodu snažne solarne proizvodnje—cene su se spuštale ka nivou od 90–100 EUR/MWh. Nakon zalaska sunca usledio je nagli rast: večernje cene dostizale su približno 260–270 EUR/MWh.

Iako su ti vrhovi bili niži od prethodnog maksimuma iznad 300 EUR/MWh, rast je bio dovoljno snažan da dnevni prosek ostane iznad 156 EUR/MWh. Smanjenje pritiska nestašice tokom vršnih solarnih sati nije dovelo do značajnog pada dnevnih cena jer su termo proizvodnja i uvoz ostali potrebni posle pada solarne proizvodnje; gasne elektrane su nastavile da imaju važnu ulogu u formiranju granične cene.

Obnovljivi rast brži od potražnje

Širom jugoistočne Evrope raspoloživost obnovljivih izvora značajno je poboljšana: prognozirana solarna proizvodnja povećana je za 1.634 MW na 8.132 MW, dok je proizvodnja iz vetra porasla za 1.004 MW na 2.595 MW. Ukupna dostupnost energije iz vetra i sunca dostigla je 10.727 MW—rast od 2.638 MW ili oko 32,6% u odnosu na prethodni dan.

Istovremeno, rast potrošnje bio je znatno manji: regionalna potrošnja porasla je za samo 244 MW (0,7%) na 34.563 MW. Veći rast proizvodnje iz obnovljivih izvora nego potražnje doveo je do blažeg dnevnog bilansa i smanjio potrebu za termo proizvodnjom i uvozom tokom perioda visoke solarne proizvodnje.

Potrošnja je uglavnom rasla u Rumuniji i Bugarskoj (zajednički +436 MW na 10.154 MW), dok je Grčka porasla za 31 MW na 7.694 MW; Mađarska je istovremeno smanjila potrošnju za 232 MW na 4.930 MW.

Srbija i Severna Makedonija: korekcije naniže uprkos povezivanju

Srbija je zabeležila jednu od najvećih korekcija cena: SEEPEX cena pala je za 18,00 EUR/MWh na 142,39 EUR/MWh—14,27 EUR/MWh niže od Mađarske. Severna Makedonija pratila je sličan trend sa padom od 17,00 EUR/MWh na 141,76 EUR/MWh.

Razlika između Srbije i Severne Makedonije svela se na samo 0,63 EUR/MWh, čime su ova tržišta formirala veoma povezanu južno-centralnu cenovnu zonu. Ipak, Srbija ostaje neto uvoznik sa približno 365 MW; niža cena stoga nije posledica strukturnog viška energije već privremenog poboljšanja uslova snabdevanja.

Zemlje izvoznice vs zemlje koje plaćaju premiju

Bugarska je završila trgovanje na nivou od145,28 EUR/MWh uz minimalan pad od0 ,70 EUR/MWh i zadržala snažnu izvoznu poziciju od oko1 .278 MW—što ukazuje da domaća ponuda ostaje konkurentna uprkos promenama tokom dana.

Grčka ostaje najjeftinije tržište regiona (135,94 EUR/MWh). Satna kriva pokazala je veliku volatilnost: veliki pad tokom solarnih sati praćen ponovnim rastom ka približno200 EUR/MWh tokom večeri. Uz prosečan izvoz oko1 .347 MW Grčka nastavlja da podržava susedna tržišta isporukama po nižim cenama.

Posebna cenovna zona formirala se oko Slovenije, Hrvatske i Crne Gore: Slovenija (152,28 EUR/MWh), Hrvatska (151,32) i Crna Gora (152,36) bile su blisko povezane uz razliku manju od1 ,04 EUR/MWh između tri tržišta.

Hrvatska ostaje jedan od najvećih neto uvoznika (potreba za približno1 .162 MW), ali su cene ipak pale zahvaljujući boljoj proizvodnji iz obnovljivih izvora severnije Evrope i stabilnom uvozu koji smanjuje troškove zamenske proizvodnje.

Crna Gora ostala je relativno skupa: cena joj je bila9 ,97 EUR/MWh viša od Srbije i16 ,42 EUR/MWh viša od Grčke. Premija sugeriše da pristup jeftinijoj električnoj energiji iz Srbije i Grčke nije bio dovoljan tokom ključnih sati—pa se Crna Gora više vezivala za Hrvatsku i Sloveniju.

Albanija kao izuzetak; Italija takođe skuplja

Albanija je bila glavni izuzetak regionalnog pada cena: cena na ALPEX-u porasla je za4 ,60 EUR/MWh na174 ,17 EUR/MWh—najskuplje tržište u regionu tog dana. Albanija je trgovala17 ,51 EUR/MWh iznad Mađarske i38 ,23 EUR/MWh iznad Grčke.

Italija je takođe ostala skupa sa cenom168 ,73 EUR/MWh uz to da jugoistočna Evropa izvozi oko828 MW ka italijanskom tržištu. Takvi tokovi smanjuju raspoloživost unutar regiona duž jadranskog koridora i doprinose višim cenama.

Zategnutost prekograničnih tokova vidljiva kroz bilanse

Iako je regionalni neto uvoz smanjen samo blago (za60 MW) na898 MW, ukupni bilans prikriva velike razlike među zemljama: Mađarska (oko965 MW), Rumunija (oko676 MW), Hrvatska (oko1 .162 MW) i Srbija (oko365 MW) ostale su zavisne od uvoza—dok su Bugarska i Grčka obezbedile značajne izvozne količine.

Terminska kriva pokazuje strukturnu premiju zbog ograničenja prenosa

Dnevne cene nisu jedini signal: terminska tržišta ostala su snažnija nego što sugerišu niže dnevne vrednosti. U Mađarskoj se električna energija za30 . nedelju povećala za3 ,00 EUR/MWh na123 ,00 EUR/MWh; za31 . nedelju porast je bio2 ,50 EUR/M Wh na136 ,00 EUR/ M Wh . Razlika između Mađarske i Nemačke za31 . nedelju proširila se na21 ,00EUR/ M Wh , što ukazuje da tržište ugrađuje strukturnu premiju zbog ograničenja prenosa.

Dugoročni mađarski ugovori takođe su ostali visoki: prosečna vrednost za2026 . godinu bila je140 ,50EUR/ M Wh , a kalendarski ugovor122 ,50EUR/ M Wh . Trajna razlika prema Nemačkoj govori da regionalno razdvajanje cena nije posmatrano kao jednokratni događaj.

Kretanje gasa i ugljenika objašnjava otpornost večernjih cena

Cene goriva nastavile su da podržavaju troškove termo proizvodnje: gas na CEGH tržištu porastao je na55 ,93EUR/ M Wh , dok je grčki gasni reper skočio na45 ,89EUR/ M Wh . EU emisione dozvole pale su na79 ,19EUR/t delimično umanjujući troškove proizvodnje; ipak buduće cene gasa ostale su visoke—oko56EUR/ M Wh za2026 . godinu.

U takvim uslovima efikasne gasne elektrane sa kombinovanim ciklusom imaju dovoljno visoke troškove da podrže cene električne energije iznad130EUR/ M Wh tokom perioda bez solarne proizvodnje. To pomaže da se objasni otpornost cena u Mađarskoj i Rumuniji i tokom večernjih sati širom jugoistočne Evrope.

Šta ovo znači investitorima

Kombinacija jače dnevne ponude iz obnovljivih izvora i istovremeno zategnutog večernjeg dela krive stvara jasnu podelu između “dnevnog” režima formiranja cena pod uticajem sunca/vetra i “večernjeg” režima gde dominiraju termo troškovi i ograničenja prekograničnih tokova. Srbija، Severna Makedonija، Bugarska i Grčka formirale su zonu nižih cena، dok su Mađarska i Rumunija zadržale premiju zbog ograničenja u snabdevanju; Slovenija، Hrvatska і Crna Gora ostale su čvrsto povezane، a Albanija najviše izolovana tog dana.Širenje razlike između Mađarske i Nemačke، jaz od38 ,23EUR/ M Wh između Albanije і Grčke і nastavak večernjih skokova iznad200EUR/ M Wh otvaraju prostor za prekogranično trgovanje، fleksibilnu hidroproizvodnju، upravljanje potrošnjom і kratkotrajne baterijske sisteme za skladištenje energije—upravo tamo gde se vremenski profil ponude razlikuje od profila potražnje.