Junski toplotni talas preoblikovao mapu cena električne energije u jugoistočnoj Evropi

Jugoistočna Evropa ušla je u leto sa znatno zategnutijim bilansom električne energije nego što je to maj nagoveštavao. Prosečne [[PRRS_LINK_1]] na dan-unapred tržištima porasle su na gotovo svim tržištima tokom juna 2026. godine, jer je potražnja za hlađenjem ubrzana, proizvodnja iz hidroelektrana oslabila u nekoliko zemalja, a konvencionalni proizvođači ponovo dobili veći značaj tokom večernjeg vršnog opterećenja. Snažna solarna proizvodnja nastavila je da pritiska cene tokom dnevnih sati, ali nije mogla da spreči izražen period nestašice krajem meseca.

Na sedam međusobno povezanih evropskih tržišta obuhvaćenih podacima, prosečna cena električne energije na dan-unapred tržištu dostigla je približno 112,54 €/MWh. Italija je zadržala poziciju najskupljeg tržišta u regionu sa prosekom od 132,51 €/MWh, ispred Mađarske sa 124,67 €/MWh i Rumunije sa 122,99 €/MWh. Hrvatska je prosečno iznosila 115,90 €/MWh, Srbija 100,71 €/MWh, Bugarska 98,08 €/MWh, a Grčka 92,93 €/MWh. Turska je ostala strukturno odvojena od evropskog mehanizma formiranja cena, sa prosekom od svega 23,37 €/MWh.

Regionalna cenovna struktura pokazuje nekoliko jasno izdvojenih tržišnih zona. Mađarska i Rumunija formirale su centralnoevropski klaster nestašice, sa razlikom od svega 1,68 €/MWh. Srbija i Bugarska takođe su bile relativno blisko usklađene, sa razlikom od 2,63 €/MWh, dok je Italija trgovala 39,58 €/MWh iznad Grčke. Diskont Turske u odnosu na Grčku dostigao je 69,56 €/MWh, a u odnosu na Italiju čak 109,14 €/MWh.

Mađarska je zabeležila najveći mesečni rast cena među međusobno povezanim evropskim tržištima, od 17,05% u odnosu na maj i 48,25% u odnosu na jun 2025. godine. Rumunija je sledila sa rastom od 12,25% na mesečnom i 42,79% na godišnjem nivou. Hrvatska je poskupela 11,89% mesečno i 34,76% godišnje, dok je Italija zabeležila rast od 11,02% i 18,54%. Grčka i Srbija ostvarile su umerenije mesečne rastove od 4,45% i 4,23%. Bugarska je bila jedino obuhvaćeno evropsko tržište koje je zabeležilo pad, od 2,97%, na 98,08 €/MWh, iako je njena cena i dalje bila 15,01% viša nego godinu dana ranije.

Rast potražnje za hlađenjem bio je neujednačen, ali značajan. Potrošnja električne energije porasla je 19,5% u Grčkoj, 18,6% u Mađarskoj, 11,0% u Hrvatskoj, 10,4% u Turskoj i 10,0% u Italiji. Rumunija je zabeležila relativno umeren rast od 1,4%, dok je Bugarska ostala uglavnom stabilna. Srbija je odstupala od regionalnog trenda, sa prijavljenim padom potražnje od 13,5%.

Uslovi na strani ponude bili su još različitiji. Proizvodnja iz obnovljivih izvora porasla je 27,6% u Turskoj, 13,5% u Bugarskoj i 10,7% u Grčkoj, ali je pala 43,8% u Srbiji, 24,0% u Hrvatskoj, 22,9% u Rumuniji i 6,2% u Italiji. Mađarska je zabeležila rast od svega 2,3%, uprkos snažnom povećanju potražnje.

Hidroenergija, koja je obično jedan od najvažnijih izvora fleksibilnosti u regionu, oslabila je na većem delu tržišta. Proizvodnja je pala 37,9% u Mađarskoj, 19,6% u Grčkoj, 11,3% u Rumuniji, 10,0% u Turskoj i 3,2% u Hrvatskoj. Proizvodnja iz hidroelektrana u Srbiji praktično je ostala nepromenjena, sa promenom od -0,1%. Izuzetak su bile Bugarska i Italija, sa rastom od 11,1% i 6,6%.

Kombinacija snažnije potrošnje i slabije fleksibilne proizvodnje postala je vidljiva 30. juna, kada su dnevni proseci dostigli 293,44 €/MWh u Rumuniji, 290,36 €/MWh u Mađarskoj, 263,59 €/MWh u Hrvatskoj, 250,98 €/MWh u Srbiji i 148,44 €/MWh u Bugarskoj. Nekoliko tržišta zabeležilo je mesečne minimume 13. juna, uključujući 35,12 €/MWh u Srbiji, 39,66 €/MWh u Hrvatskoj, 46,03 €/MWh u Rumuniji i 49,70 €/MWh u Bugarskoj. Zajednički vremenski obrazac ukazuje na regionalni prelazak sa uslova viška pod uticajem obnovljivih izvora na nestašicu izazvanu toplotnim talasom, a ne na izolovane nacionalne događaje.

Mađarska se našla u središtu tog zatezanja bilansa. Potražnja je porasla 18,6%, dok je proizvodnja iz gasnih elektrana povećana 68,2%, nuklearna proizvodnja 20,5%, a proizvodnja iz uglja i lignita 9,6%. Obnovljivi izvori bez hidroenergije porasli su svega 2,3%, dok je hidroproizvodnja naglo pala.

Uvoz je predstavljao 30,81% mađarskog bilansa električne energije. Neto uvoz dostigao je 1.312,39 GWh, što je povećanje od 21,93%, odnosno 236,08 GWh, u odnosu na maj. Mađarska je uvozila električnu energiju iz Austrije, Hrvatske, Rumunije i Slovačke, dok je izvozila prema Srbiji i Ukrajini. Na berzi HUPX trgovano je 2.382,87 GWh, što je 8,05% manje nego u maju, ali približno 4,1% više nego u junu 2025. godine.

Rumunija je dostigla gotovo istu mesečnu cenu kroz drugačiju strukturu proizvodnje. Proizvodnja iz obnovljivih izvora pala je 22,9%, a hidroproizvodnja 11,3%, dok je nuklearna proizvodnja porasla 122,5%, što očigledno odražava povratak proizvodnih kapaciteta nakon remonta ili obustava. Proizvodnja iz gasnih elektrana porasla je 10,8%, dok je proizvodnja iz uglja i lignita povećana 7,1%.

Oporavak nuklearne proizvodnje sprečio je još veće zatezanje rumunskog bilansa, ali nije eliminisao potrebu za uvozom. Rumunija je jun završila sa neto uvozom od 543,45 GWh, pri čemu je najveći obim električne energije uvezla iz Bugarske, dok je prvenstveno izvozila prema Mađarskoj.

Likvidnost je istovremeno oslabila dok su cena i volatilnost u Rumuniji rasle. Na berzi OPCOM klirinški je obrađeno svega 888,35 GWh, što je pad od 20,05% u odnosu na maj i 63,42% u odnosu na jun 2025. godine. Kombinacija viših cena, ekstremnih dnevnih promena i manjeg prometa na berzi stvara dodatni bazni i izvršni rizik za elektroprivrede, industrijske potrošače i trgovce koji pokušavaju da zaštite svoju izloženost prema rumunskom tržištu.

Hrvatska je doživela direktniji šok povezan sa obnovljivim izvorima i uvozom. Potrošnja električne energije porasla je 11,0%, proizvodnja iz obnovljivih izvora pala 24,0%, a hidroproizvodnja 3,2%. Neto uvoz je zbog toga porastao 32,27%, na 772,3 GWh, što je činilo 52,18% prijavljenog bilansa električne energije.

Hrvatska je primala električnu energiju iz Mađarske i Slovenije, dok je izvozila prema Bosni i Hercegovini i Srbiji. Obim trgovanja na berzi CROPEX porastao je 12,42%, iako je godišnji rast iznosio svega 1,52%. Dnevni raspon od 223,93 €/MWh, između minimuma od 39,66 €/MWh i maksimuma od 263,59 €/MWh, pokazao je da veća aktivnost na berzi nije smanjila osnovnu fizičku volatilnost tržišta.

Italija je ostala cenovni plafon regiona. Prosečna cena porasla je na 132,51 €/MWh, dok su dnevne cene ostale iznad 100 €/MWh tokom svih osim četiri dana. Najviši dnevni prosek zabeležen je 24. juna, na 162,66 €/MWh, uz potrošnju električne energije od 722 GWh. Mesečni minimum od 91,15 €/MWh zabeležen je 14. juna.

Potrošnja u Italiji porasla je 10,0%, dok je proizvodnja iz gasnih elektrana povećana 30,7%. Proizvodnja iz uglja više nego udvostručena je, uz rast od 124,2% sa niske bazne vrednosti. Proizvodnja iz obnovljivih izvora pala je 6,2%, iako je hidroproizvodnja porasla 6,6%.

Zavisnost Italije od gasa objašnjava veliki deo njenog trajnog cenovnog premijuma. Pri približnom proseku cene gasa na TTF-u od 44,8 €/MWh tokom juna, gasna elektrana koja radi sa efikasnošću od 50% imala je trošak goriva od gotovo 90 €/MWh, pre troškova emisija, pokretanja i promenljivih operativnih i troškova održavanja. Efikasnija elektrana sa stepenom korisnosti od 55% i dalje je imala trošak goriva od oko 81,5 €/MWh.

Neto uvoz električne energije porastao je 14,92%, na 4.259,03 GWh, pri čemu je električna energija pristizala iz Francuske, Švajcarske, Austrije, Grčke, Crne Gore i Slovenije. Italija je izvozila samo prema Malti. Uvoz je pružio važnu podršku sistemu, ali nije mogao da potisne gas kao tehnologiju koja određuje marginalnu cenu.

Na berzi IPEX klirinški je obrađeno 25.620,73 GWh, što je povećanje od 11,42% u odnosu na maj i 3,97% na godišnjem nivou. Italija je činila približno 68% od ukupno 37,64 TWh kojima se trgovalo na sedam berzi za koje su bili dostupni junski podaci o obimu trgovanja, naglašavajući razliku između italijanske likvidnosti i znatno plićih tržišta Rumunije, Srbije i Hrvatske.

Na donjem kraju međusobno povezanog tržišta, Grčka i Bugarska pretvorile su relativno povoljnu niskougljeničnu proizvodnju u izvozni kapacitet. Grčka je prosečno trgovala po 92,93 €/MWh, što je povećanje od 4,45% u odnosu na maj i 8,79% na godišnjem nivou. Obim trgovanja na HEnEx-u porastao je 15,57%, na 4.482,02 GWh, iako je i dalje bio 7,03% niži nego u junu 2025. godine.

Obnovljivi izvori činili su 56,01% grčke proizvodnje i povećali proizvodnju za 10,7%. Proizvodnja iz gasnih elektrana porasla je 23,7% kako bi odgovorila na veću potražnju za hlađenjem, dok je hidroproizvodnja pala 19,6%, a proizvodnja iz lignita 41,3%. Grčka je ipak ostvarila neto izvoz od 726,98 GWh prema Albaniji, Severnoj Makedoniji, Bugarskoj i Italiji. Turska je bila njen jedini izvor uvoza. Grčki izvoz prema Bugarskoj dostigao je 390,98 GWh, što je najveći prijavljeni bilateralni tok električne energije.

Mesečna cena u Bugarskoj pala je na 98,08 €/MWh, dok je nuklearna proizvodnja porasla 11,0%, proizvodnja iz obnovljivih izvora 13,5%, a hidroproizvodnja 11,1%. Proizvodnja iz uglja i lignita pala je 23,9%, dok je proizvodnja iz gasa smanjena 28,2%. Nuklearna energija činila je 34,65% proizvodnje, obnovljivi izvori 31,91%, a hidroenergija 18,72%.

Ova kombinacija omogućila je Bugarskoj da ostvari neto izvoz od 386,55 GWh, uz istovremeno smanjenje angažovanja termoelektrana. Izvozila je prema Severnoj Makedoniji, Rumuniji i Srbiji, dok je električnu energiju uvozila iz Grčke i Turske. Obim trgovanja na IBEX-u dostigao je 2.708,01 GWh, uz rast od 1,20% u odnosu na maj i 18,50% na godišnjem nivou.

Junski bilans Srbije bio je posebno indikativan. Prosečna cena na SEEPEX-u porasla je na 100,71 €/MWh, odnosno bila je 17,49% viša nego u junu 2025. godine, uprkos prijavljenom padu potražnje od 13,5%. Proizvodnja iz uglja i lignita porasla je 22,9%, dok je proizvodnja iz gasnih elektrana povećana 135,4% sa niske bazne vrednosti. Proizvodnja iz obnovljivih izvora pala je 43,8%, dok je hidroproizvodnja ostala gotovo nepromenjena.

Ugalj i lignit činili su 63,72% srpske proizvodnje, hidroenergija 30,42%, ostali obnovljivi izvori 4,22%, a gas 0,91%. Srbija je prešla u neto izvoznu poziciju od 100,63 GWh, šaljući električnu energiju prema Bugarskoj, Crnoj Gori, Hrvatskoj i Kosovu, dok je uvozila iz Mađarske, Severne Makedonije, Bosne i Hercegovine i Kosova.

Mesečni prosek, međutim, skriva mnogo značajniji razvoj unutar dana. Prosečna satna cena u Srbiji padala je prema približno 40 €/MWh oko podneva, kada je solarna proizvodnja bila najjača, da bi tokom večernjeg vršnog opterećenja porasla na gotovo 200 €/MWh. Nijedno drugo obuhvaćeno tržište nije pokazalo tako izražen prosečni prelaz između dnevnog viška i nestašice nakon zalaska sunca.

Ova dvostruka cenovna kriva stvara sve uverljiviji komercijalni slučaj za baterijsko skladištenje. Teorijska baterija od 50 MW/100 MWh, koja bi se punila po ceni od 40 €/MWh i praznila po 200 €/MWh, uz efikasnost ciklusa od 85%, ostvarila bi bruto dnevnu arbitražnu maržu od približno 15.300 evra. Takav raspon ne bi bio dostupan svakog dana, ali bi kombinovani model arbitraže i usluga balansiranja potencijalno mogao da podrži bruto godišnji prihod od približno 100.000–150.000 evra po MW, pod povoljnim uslovima pristupa tržištu.

Pri indikativnom trošku izgradnje od 260–360 €/kWh, investiciona vrednost takvog projekta iznosila bi približno 26–36 miliona evra. Diverzifikovani model prihoda koji kombinuje trgovanje na dan-unapred tržištu, optimizaciju na unutardnevnom tržištu i usluge balansiranja mogao bi da cilja osnovni neleveridžovani prinos u nižim do srednjim dvocifrenim vrednostima, uz scenario rasta u višim dvocifrenim vrednostima. Kašnjenje priključenja od 12–18 meseci eliminisalo bi najmanje jednu letnju sezonu trgovanja, povećalo kamate tokom izgradnje i moglo da smanji prinos na kapital za približno 1,5–3,5 procentnih poena.

Obim trgovanja na SEEPEX-u dostigao je 569,14 GWh, što je svega 0,5% više nego u maju i 5,01% manje nego godinu dana ranije. Ograničena likvidnost povećava rizik pristupa tržištu i bazni rizik, zbog čega pristup uslugama balansiranja i bankabilni aranžmani za optimizaciju postaju jednako važni kao i vidljivi raspon između dnevnih cena.

Turska je zabeležila najizraženiji statistički oporavak u regionu, ali je ostala komercijalno odvojena od evropskih nivoa cena. Njena prosečna cena više nego udvostručena je u odnosu na maj, uz rast od 109,28%, na 23,37 €/MWh, ali je i dalje bila 52,20% niža nego u junu 2025. godine.

Potrošnja u Turskoj porasla je 10,4%, proizvodnja iz obnovljivih izvora 27,6%, a proizvodnja iz termoelektrana na ugalj 56,7%. Hidroproizvodnja je pala 10,0%, ali je i dalje činila 41,01% proizvodnog miksa. Ugalj i lignit činili su 26,11%, ostali obnovljivi izvori 22,73%, gas 9,94%, a nafta 0,21% proizvodnje. Proizvodnja iz gasnih elektrana pala je 3,3%, čime je tursko tržište bilo relativno zaštićeno od viših evropskih marginalnih troškova zasnovanih na gasu.

Turska je izvezla 286,88 GWh, uključujući 184,12 GWh prema Gruziji, 75,44 GWh prema Bugarskoj i 27,32 GWh prema Grčkoj. Ovi tokovi bili su mali u odnosu na teorijsku vrednost koju sugerišu prekogranične razlike u cenama, što odražava ograničenja koja nameću interkonekcioni kapaciteti, tržišni aranžmani i zahtevi za bezbednost sistema.

Jun je potvrdio da Jugoistočna Evropa postaje sve povezanija, ali ne i cenovno ujednačena. Solarna proizvodnja pritiska cene tokom podneva, dok promenljiva hidroproizvodnja, dostupnost termoelektrana, ograničenja mreže i potreba za večernjim povećanjem proizvodnje koncentrišu vrednost u sve manji broj sati. Rezultat je tržište koje šalje sve snažnije signale za baterijsko skladištenje i fleksibilnu proizvodnju, istovremeno izlažući zemlje zavisne od uvoza sve izraženijoj nestašici električne energije u kasnim popodnevnim i večernjim satima.