SEE tržište električne energije ulazi u fazu većeg uvoznog pritiska: Srbija beleži regionalni cenovni premijum

Dana 7. avgusta 2026. godine, [[PRRS_LINK_1]] u jugoistočnoj Evropi ušlo je u period izražene razlike između nižih prosečnih dnevnih cena i sve većeg oslanjanja na fizički uvoz električne energije. Cene su pale na većini povezanih tržišta zahvaljujući većoj proizvodnji iz solarnih elektrana tokom dana, ali je Srbija odstupila od regionalnog trenda, jer je cena na SEEPEX berzi porasla na 179,51 evra/MWh, čime je formirana značajna premija u odnosu na susedna tržišta.

Širi elektroenergetski sistem jugoistočne Evrope očekuje prosečnu potrošnju od 35.033 MW, što predstavlja povećanje od 311 MW u odnosu na prethodni dan. Istovremeno, regionalna proizvodnja iznosi svega 32.008 MW, stvarajući deficit od 3.025 MW. Zbog toga uvoz pokriva oko 8,6% ukupne potrošnje, u poređenju sa 6,6% dan ranije.

Dnevna potreba za uvozom povećana je za 725 MW, odnosno gotovo 32%, uprkos nešto nižim temperaturama u regionu. Ukupan priliv električne energije iz Austrije i Slovačke prema Mađarskoj i Sloveniji raste na 4.065 MW, dok jugoistočna Evropa istovremeno izvozi oko 853 MW prema Italiji. Tržište tako apsorbuje veću količinu električne energije sa severa, dok istovremeno nastavlja da snabdeva skuplje italijansko tržište.

Ovakva struktura pokazuje da pad prosečnih spot cena ne znači nužno poboljšanje regionalnog odnosa ponude i potražnje. Sistem i dalje ostaje fizički deficitaran, ali se promenio raspored perioda nestašice, prvenstveno zbog povećane proizvodnje iz solarnih elektrana. Očekivana proizvodnja iz fotonaponskih sistema raste na 8.333 MW, odnosno za 1.492 MW više nego prethodnog dana. Međutim, proizvodnja iz vetroelektrana pada za 554 MW, na svega 1.924 MW, čime se ograničava doprinos obnovljivih izvora van perioda najveće dnevne solarne proizvodnje.

Cena električne energije u Mađarskoj pala je za 24,50 evra/MWh, na 157,93 evra/MWh, dok su Rumunija, Slovenija i Hrvatska zabeležile gotovo identične nivoe – između 158,31 i 158,66 evra/MWh. Ova četiri tržišta formirala su zajednički cenovni region sa razlikom manjom od 0,75 evra/MWh. Bugarska, sa cenom od 156,47 evra/MWh, i Crna Gora, sa 158,20 evra/MWh, takođe su ostale blizu tog regionalnog proseka.

Austrija je pala na 152,02 evra/MWh, dok je mađarski HUPX imao premiju od 5,91 evra/MWh u odnosu na austrijsko tržište. Nemačka je, suprotno regionalnom trendu, povećala cenu za 22,60 evra/MWh, na 122,08 evra/MWh, ali je i dalje bila 35,85 evra/MWh ispod Mađarske. Smanjenje razlike između Mađarske i Nemačke, koja je dan ranije iznosila 82,90 evra/MWh, rezultat je istovremenog oporavka nemačkih cena i pada mađarskog dnevnog proseka.

Ipak, i dalje velika razlika između Nemačke i Mađarske predstavlja snažan komercijalni podsticaj za izvoz električne energije ka istoku i jugu Evrope. Glavno ograničenje daljoj integraciji tržišta nije nedostatak jeftinije proizvodnje u centralnoj Evropi, već raspoloživost prekograničnih prenosnih kapaciteta.

Italija je ostala najskuplje tržište u širem evropskom regionu sa cenom od 184,23 evra/MWh, iako je dnevno zabeležila pad od 14,10 evra/MWh. Njena premija u odnosu na Mađarsku iznosi 26,30 evra/MWh, čime se zadržava ekonomski motiv za izvoz električne energije preko Jadrana. Posebno je značajan relativno ravan dnevni profil Italije, gde je prosečna vršna cena iznosila 180,90 evra/MWh, dok je vanvršna cena bila čak 187,50 evra/MWh.

Najveće odstupanje od regionalnog približavanja cena zabeleženo je u Srbiji, gde je SEEPEX povećao cenu za 4,10 evra/MWh, na 179,51 evra/MWh. Time je Srbija bila skuplja od Mađarske za 21,59 evra/MWh, od Hrvatske za 21,13 evra/MWh, od Bugarske za 23,04 evra/MWh i gotovo 27 evra/MWh od Severne Makedonije. Istovremeno, domaće tržište Srbije bilo je samo 4,72 evra/MWh ispod italijanskog nivoa.

Srpska premija posledica je sve zategnutijeg odnosa domaće proizvodnje i potrošnje. Očekivana potrošnja iznosi 4.105 MW, dok proizvodnja dostiže oko 3.487 MW, što ostavlja sistem zavisnim od prosečnog neto uvoza od 619 MW. Uvoz tako pokriva približno 15% domaće potrošnje, u odnosu na 564 MW prethodnog dana.

Neravnoteža je još izraženija tokom vršnih sati, kada potreba Srbije za neto uvozom raste na 976 MW. To predstavlja gotovo četvrtinu prosečne dnevne potrošnje i objašnjava zašto je cena vršne energije na SEEPEX-u dostigla 170,90 evra/MWh, značajno iznad mađarskog nivoa od 141,10 evra/MWh i bugarskog od 138,30 evra/MWh.

Srpska dnevna kriva cena pokazuje i izraženu večernju nestašicu. Minimalna cena iznosila je 113,10 evra/MWh, dok je maksimalna dostigla čak 290 evra/MWh u 21. satu. U poređenju, maksimalna cena na HUPX-u iznosila je 245,50 evra/MWh, a u Grčkoj i Bugarskoj 249,80 evra/MWh. To ukazuje da Srbija trenutno ima kombinaciju bazne energetske zategnutosti i dodatne večernje premije zbog manjka fleksibilnosti.

Prekogranični tokovi dodatno potvrđuju takvu sliku. Srbija prosečno uvozi 356 MW iz Bugarske i 315 MW iz Severne Makedonije, dok u periodima najveće potražnje ti tokovi rastu na 400 MW i 419 MW. Rumunija doprinosi sa prosečnih 59 MW, koji tokom vršnih sati rastu na 197 MW. Istovremeno, Srbija izvozi oko 70 MW prema Crnoj Gori, zbog čega njena ravnoteža zavisi od dostupnosti električne energije iz jugoistočnog pravca.

Domaća proizvodnja u Srbiji i dalje je dominantno zasnovana na lignitu. Prema poslednjoj strukturi proizvodnje, ugalj učestvuje sa oko 74%, hidroenergija sa 22%, gas sa 2%, a vetar sa svega 2%. Proizvodnja iz termoelektrana pala je na prosečnih 2.426 MW 6. avgusta, sa prethodnih 2.838 MW, dok je proizvodnja iz vetra pala na samo 53 MW. Hidroelektrane su ostale relativno stabilne sa 722 MW, ali nisu bile dovoljne da nadoknade pad termo i vetro proizvodnje.

Ovakva struktura stvara posebno ranjiv položaj tokom večernjih sati. Solarne elektrane u regionu mogu tokom dana da obore cene, ali Srbija ima znatno manji kapacitet solarne proizvodnje u odnosu na Mađarsku, Grčku, Bugarsku ili Rumuniju. Kada solarna proizvodnja opadne nakon zalaska sunca, Srbija mora da konkuriše za uvoznu energiju dok domaća proizvodnja iz vetra ostaje niska, a termoelektrane nose najveći deo opterećenja.

Mađarska predstavlja drugačiji tip izloženosti u odnosu na Srbiju. Očekivana potrošnja smanjuje se za 169 MW, na 5.229 MW, ali proizvodnja značajno pada na svega 2.549 MW, zbog čega zemlja zavisi od neto uvoza od čak 2.680 MW. Uvozna električna energija tako pokriva više od 51% mađarske potrošnje, što pokazuje visok stepen zavisnosti sistema od regionalnih tokova.

Mađarska najveći deo električne energije dobija iz Slovačke (1.656 MW) i Austrije (1.255 MW), dok je doprinos Rumunije ograničen na svega 48 MW u baznom režimu, jer se smer tokova između dve zemlje menja tokom vanvršnih sati. Istovremeno, Mađarska izvozi oko 413 MW prema Hrvatskoj, potvrđujući svoju ulogu ne samo velikog uvoznika već i važnog tranzitnog čvorišta za zapadni Balkan.

Mađarska cenovna kriva ostaje izrazito neuobičajena. Vršna električna energija na HUPX berzi prosečno se trguje po 141,10 evra/MWh, dok vanvršna cena dostiže čak 174,80 evra/MWh. Minimalna cena od 96 evra/MWh pojavljuje se u 13. satu, dok maksimum od 245,50 evra/MWh nastaje u 21. satu. Razlika od gotovo 150 evra/MWh između najnižeg i najvišeg nivoa tokom dana pokazuje sve veću razliku između perioda podržanih solarnom proizvodnjom i večernjeg perioda zavisnog od termoelektrana i uvoza.

Nemačko tržište pokazuje još izraženiji oblik iste pojave. Vršna cena iznosi svega 89 evra/MWh, dok vanvršna raste na 155,20 evra/MWh. Minimalna cena pada na samo 13 evra/MWh tokom 14. sata, kada solarna proizvodnja dostiže maksimum. Međutim, ova jeftina dnevna energija ne može u potpunosti da stigne do Mađarske i jugoistočne Evrope zbog ograničenja prekograničnih kapaciteta, pa potrošači na jugoistoku ostaju izloženi višim večernjim cenama.

Rumunija takođe beleži pogoršanje dnevnog energetskog bilansa. Potrošnja raste na 6.150 MW, dok proizvodnja iznosi 5.395 MW, stvarajući potrebu za neto uvozom od 755 MW. Zemlja prosečno uvozi više od 1.000 MW iz Bugarske, iako tokom vršnih sati može da izvozi električnu energiju prema Mađarskoj i Srbiji. To pokazuje da Rumunija ostaje deficitarna na nivou celog dana, ali u određenim satima može da postane regionalni dobavljač.

Bugarska i dalje predstavlja najvažniji konvencionalni izvozni oslonac istočnog Balkana. Proizvodnja dostiže 5.256 MW, dok potrošnja iznosi 4.046 MW, što omogućava prosečan izvoz od 1.211 MW. Tokovi prema Rumuniji dostižu 1.033 MW, uključujući čak 1.626 MW tokom vršnih sati, dok prema Srbiji prosečno odlazi 356 MW. Stabilna proizvodnja iz nuklearne elektrane Kozloduj, sa gotovo 1.886 MW, zajedno sa ugljem, hidroenergijom i solarnim kapacitetima daje Bugarskoj ključnu ulogu u stabilizaciji regionalnog sistema.

Grčka je takođe neto izvoznik električne energije, sa proizvodnjom od 8.620 MW i potrošnjom od 7.469 MW. Izvozni višak od 1.151 MW usmeren je prema Bugarskoj, Severnoj Makedoniji, Albaniji i Italiji. Ipak, cena na grčkoj berzi HENEX raste za 11,30 evra/MWh, na 152,94 evra/MWh, zbog manjeg doprinosa vetroelektrana i povećane potrebe za gasnim elektranama. Proizvodnja iz gasnih elektrana prethodnog dana dostigla je prosečnih 3.306 MW, odnosno oko 36% ukupnog proizvodnog miksa.

Albanija beleži najnižu cenu u regionu od 144,12 evra/MWh, što predstavlja pad od 32,80 evra/MWh. Proizvodnja od 1.093 MW gotovo u potpunosti pokriva potrošnju od 1.104 MW, ostavljajući minimalni deficit od svega 12 MW. Zemlja prima oko 169 MW iz Grčke, dok prema Crnoj Gori izvozi 195 MW, funkcionišući praktično kao tranzitno tržište. Niža cena u odnosu na Mađarsku za 13,81 evra/MWh i Srbiju za 35,39 evra/MWh rezultat je povoljne hidrološke situacije i manjeg trenutnog pritiska na sistem.

Crna Gora se zadržava blizu regionalnog cenovnog nivoa sa cenom od 158,20 evra/MWh, nakon povratka Termoelektrane Pljevlja posle kratkotrajnog zastoja. Domaća proizvodnja raste na 363 MW, ali potrošnja dostiže 494 MW, pa zemlja ostaje neto uvoznik sa manjkom od 130 MW. Crna Gora prima energiju iz Bosne i Hercegovine, Srbije, Albanije i Kosova, dok istovremeno izvozi oko 415 MW prema Italiji.

Povratak Termoelektrane Pljevlja smanjuje domaći deficit, ali Crna Gora i dalje koristi svoju poziciju za tranzit i izvoz prema skupljem italijanskom tržištu. Cena vršne energije na BELEN-u iznosi 136 evra/MWh, dok vanvršna cena raste na 180,40 evra/MWh, potvrđujući širi regionalni obrazac snažne zavisnosti od večernjih i noćnih sati.

Tržišta goriva i emisija i dalje podržavaju visoke buduće cene električne energije. Cena gasa na austrijskom CEGH tržištu raste na 56,36 evra/MWh, dok se gas za septembar i četvrti kvartal trguje oko 57 evra/MWh. Cena emisijskih jedinica EU ETS raste na 81,82 evra po toni CO₂, dok ugalj za septembar dostiže 115 dolara po toni. Ovi ulazni troškovi ograničavaju prostor za trajni pad cena električne energije nakon završetka perioda visoke solarne proizvodnje.

Mađarska terminska kriva potvrđuje nastavak rizika. Električna energija za 33. nedelju trguje se po 174,50 evra/MWh, za 34. nedelju po 161,50 evra/MWh, dok septembarski ugovor iznosi 163,50 evra/MWh. Samo u jednoj sesiji septembarski ugovor porastao je za 6,50 evra/MWh, dok je godišnji ugovor za 2026. godinu dostigao 122,50 evra/MWh.

Pad spot cena zato nije doveo do smanjenja dugoročnih rizika. Evropska skladišta gasa bila su popunjena svega 57% 5. avgusta, što predstavlja najniži nivo početkom avgusta u poslednjih 15 godina. Istovremeno, nizak vodostaj Dunava i dalje utiče na rad nuklearnih elektrana i transport goriva. Referentni protok Dunava od oko 4.385 kubnih metara u sekundi ostaje važan operativni faktor za region.

Odluka Slovenije da nuklearna elektrana Krško nastavi rad sa minimalnom snagom do sredine avgusta smanjuje neposredni rizik od potpunog gubitka proizvodnje, ali je njen doprinos već oslabljen. Slovenija trenutno uvozi prosečno 323 MW, pri čemu iz Austrije dobija oko 1.154 MW, dok prema Hrvatskoj izvozi 682 MW.

Ključna karakteristika tržišta 7. avgusta jeste istovremeno postojanje nižih prosečnih dnevnih cena i veće zavisnosti od fizičkog uvoza. Solarne elektrane obaraju cene tokom centralnog dela dana, ali ne rešavaju regionalni deficit energije. Problem se vraća u večernjoj krivoj potrošnje, gde je Srbija najizraženije tržište nestašice, Mađarska ostaje zavisna od severnog uvoza, dok Italija nastavlja da privlači električnu energiju zbog trajne cenovne premije.

Za operatore baterijskih sistema za skladištenje energije, fleksibilne gasne elektrane i pružaoce usluga upravljanja potrošnjom, najveća vrednost ostaje u prelazu između solarnih sati i večernjeg opterećenja. Programi smanjenja industrijske potrošnje u Rumuniji pokazuju isti princip – prebacivanje potrošnje iz večernjih sati u period dnevne solarne proizvodnje može doneti značajne ekonomske koristi.

Srpski maksimum od 290 evra/MWh u 21. satu, uz dnevni minimum od 113,10 evra/MWh, predstavlja najjasniji regionalni pokazatelj nove tržišne realnosti. Kako se povećava udeo obnovljivih izvora energije, vrednost fleksibilnosti – kroz baterije, skladištenje, upravljanje potrošnjom i fleksibilnu proizvodnju – postaje jednako važna kao i sama proizvodnja električne energije.