Cene struje u JIE rastu 6. aprila: pad obnovljivih i rast uvoza ponovo zatežu južni Balkan

Jugoistočna Evropa je započela novu trgovačku nedelju snažnim skokom cena za naredni dan, preokrenuvši slabost iz prethodnog vikenda. Oporavak potražnje se poklopio sa slabljenjem proizvodnje iz obnovljivih izvora, što je brzo pojačalo deficit u regionalnom bilansu i podiglo trošak marginalne ponude — naročito na južnim i istočnim balkanskim tržištima.

Srbija najskuplja: SEEPEX iznad regiona

Bazne dnevne cene za naredni dan porasle su na 71,24 €/MWh u Srbiji, čime je SEEPEX postao najskuplje tržište u regionu. Odmah iza su Grčka sa 70,35 €/MWh i Albanija sa 70,29 €/MWh. Crna Gora je iznosila 64,99 €/MWh, dok su Bugarska i Rumunija porasle na 62,08 €/MWh i 60,35 €/MWh.

U isto vreme, centralnoevropski referentni region ostao je znatno niže cenjen: Mađarska na 47,25 €/MWh, Hrvatska na 36,04 €/MWh i Slovenija na svega 29,16 €/MWh. Takva razlika ukazuje da se cenovna dinamika severa i juga nastavlja kretati različitim ritmom.

Širok rast obima trgovanja potvrđuje sistemsku zategnutost

Rast cena bio je praćen sličnim intenzitetom širenja obima: Grčka +39,2%, Bugarska +30,9%, Srbija +29,5% i Rumunija +29,2%. Mađarska je takođe zabeležila rast od +13,0%, ali blaži pomeraj dodatno učvršćuje njenu poziciju kao relativnog cenovnog dna u regionu.

Deficit struje gura uvoz: potrošnja raste brže od proizvodnje

U osnovi cenovnog kretanja nalazi se pogoršanje regionalnog bilansa električne energije. Ukupna potrošnja porasla je na 28.701 MW (+1.377 MW), dok je ukupna proizvodnja pala na 25.292 MW (−2.694 MW). Kao posledica toga sistem se više oslanjao na prekogranične dotoke: ukupni neto uvoz porastao je na 2.592 MW (+561 MW), dok su glavni dotoci iz Austrije i Slovačke dostigli 3.210 MW (+554 MW).

Ponuda se povukla: vetar pada za stotine megavata

Zatezanje nije bilo vezano samo za jedan segment proizvodnje. Proizvodnja iz vetra pala je za 855 MW, solarna za 430 MW i hidro za 354 MW. Istovremeno su oslabila i termo postrojenja — proizvodnja iz uglja smanjena je za 253 MW, a gasna za 178 MW.

Obnovljivi izvori posebno su uticali na cenu kroz promenu marginalne ponude: prognozirana solarna proizvodnja pala je na 1.842 MW, dok je vetar smanjen na 3.502 MW. U okruženju gde su cene osetljive na kratkoročne promene ponude tokom prelaznih sezona taj pad se odmah reflektovao kroz višu cenu narednog dana.

Zašto Srbija dominira krivom: integracija uz volatilnost

Pozicija Srbije pri vrhu regionalne cenovne krive dodatno naglašava strukturnu zategnutost južnog Balkana. Sa SEEPEX-om od 71,24 €/MWh trgovalo se gotovo 24 €/MWh iznad Mađarske (47,25 €/MWh). Podaci o prekograničnim tokovima ukazuju da Srbija snažno učestvuje u regionalnom balansiranju: istovremeno uvozi iz Mađarske i Rumunije i izvozi ka susednim sistemima poput Kosova.

U periodima kada sistem ulazi u deficit ovakva pozicija po pravilu povećava volatilnost cena — što se uklapa sa današnjim signalima širokog rasta premije u južnom delu regiona.

Spreadovi pokazuju segmentaciju tržišta

Dinamika spread-ova dodatno potvrđuje da region nije homogena celina. Spread između Mađarske i Nemačke smanjen je na −44,21 €/MWh (−6 €/MWh), što upućuje na određenu konvergenciju sa zapadnoevropskim cenama. Međutim, spread između Mađarske i Grčke porastao je značajno — do −23,10 €/MWh — odražavajući znatno zategnutije uslove u južnom Balkanu.

Forward tržišta reagovala umerenije; goriva nisu glavni okidač

Kada se pogleda forward kriva reakcija delovala umjerenije nego kod spot cena: mađarski bazni forwardi blago su porasli (nedelja15 na 99,50 €/MWh; nedelja16 na 114,50 €/MWh; maj 2026 na 97,50 €/MWh; kalendarska2026 na 113,50 €/MWh). Spreadovi prema Mađarskoj ostali su povišeni naročito kratkoročno — pre nego što su se delimično smanjili pa ponovo proširili.

Cene energenata nisu pokazale velike pomake koji bi objasnili skok spot cena: austrijski gas (CEGH) ostao je stabilan na 52,06 €/MWh; grčki gas na oko 51 €/MWh; karbon (EUA Dec-26) bio je oko 71,06 €/t bez značajnijih promena. Terminske cene uglja blago su porasle (119 €/t za maj 2026 i 124,5 €/t za Q3), ali odsustvo većih repricing-a sugeriše da dnevni skok primarno dolazi iz kratkoročnih faktora ponude i potražnje električne energije.

Volatilnost intraday profila raste kako obnovljivi izvori variraju

Intraday profili dodatno potvrđuju volatilno okruženje: mađarske cene beleže negativne vrednosti tokom perioda niske potrošnje (minimum do −171,6 €/MWh), dok vršne cene ostaju iznad praga od oko 180 €/MWh. Sličan obrazac vidljiv je u Rumuniji, Grčkoj i Sloveniji — što ukazuje da varijabilnost obnovljivih izvora sve više oblikuje dnevne razlike između minimuma i maksimuma.

Mogući smer sledećih sesija zavisi od vetra i sunca

S obzirom da evropske cene gasa nedavno beleže rast iznad nivoa od preko $600/1.000 m³ prvi put posle više od dve godine pod uticajem geopolitičkih tenzija i rizika LNG snabdevanja te da mrežna ograničenja otežavaju integraciju novih kapaciteta obnovljivih izvora (više od 120 GW planiranih projekata suočeno sa problemima priključenja), volatilnost ima širi makro okvir.

Ipak ključna varijabla ostaje operativna: razvoj proizvodnje iz vetra i sunca može ili ublažiti spreadove kroz povratak “jeftinije” marginalne ponude ili održati pritisak ako obnovljivi izvori ostanu slabi uz stabilnu ili rastuću potražnju. U tom scenariju SEE tržišta bi mogla ostati strukturno zategnutija nego centralna Evropa — uz nastavak prilika koje proizlaze iz širokih regionalnih razlika cena.