Cene struje u Jugoistočnoj Evropi rastu 13. aprila, ali SEEPEX ostaje najjeftinije tržište u regionu

Cene električne energije širom Jugoistočne Evrope i Mađarske porasle su 13. aprila, pod uticajem jače potražnje, rasta temperatura i zaoštravanja prekograničnih tržišnih tokova. Ipak, rast nije bio jednoličan: srpska berza SEEPEX izdvojila se kao najkonkurentnije cenovno tržište u regionu, što dodatno naglašava ulogu Srbije kao regionalnog cenovnog izuzetka.

Day-ahead: većina berzi skuplja, SEEPEX najniži

Na tržištu za dan unapred (day-ahead) snažan rast zabeležen je na većini berzi. Mađarski HUPX završio je trgovanje na 97,98 €/MWh, rumunski OPCOM na 94,91 €/MWh, bugarski IBEX na 91,75 €/MWh, grčki HENEX na 90,06 €/MWh i hrvatski CROPEX na 90,11 €/MWh. Slovenački BSP bio je na 85,75 €/MWh.

Nasuprot tome, SEEPEX je zaključen na 77,34 €/MWh—najnižoj ceni u Jugoistočnoj Evropi tog dana. Crnogorski BELEN iznosio je 91,26 €/MWh i kretao se u skladu sa širim regionalnim trendom.

Razlika između Mađarske i Srbije povećana je na više od 20 €/MWh. To otvara prostor za arbitražne mogućnosti za prekogranične trgovce i čini SEEPEX atraktivnijim unutar regionalnog trgovinskog sistema.

Zapadna Evropa ostaje strukturno skuplja

Dok su se cene u regionu pomerale naviše, tržišta Zapadne Evrope ostala su strukturno skuplja. Nemačka je trgovala na 127,30 €/MWh, Austrija na 114,33 €/MWh i Italija na 141,86 €/MWh.

Takve razlike utiču na tokove preko interkonektora i podstiču izvoz električne energije iz Centralne i Jugoistočne Evrope ka skupljim tržištima kada mrežni kapaciteti to dozvoljavaju.

Potražnja raste uz obnovljive izvore koji pojačavaju oscilacije

Potrošnja električne energije u SEE regionu i Mađarskoj porasla je na 27.134 MW—za 2.247 MW više nego prethodnog dana—što odražava jaču ekonomsku aktivnost i sezonske obrasce potrošnje. Rast je pratio blaže vreme i veće industrijsko opterećenje, što je doprinelo pritisku na rast cena.

I pored veće potražnje, proizvodnu sliku i dalje snažno određuju obnovljivi izvori. Proizvodnja iz solarnih elektrana naglo je porasla i značajno doprinela miksu; hidroenergija ostaje ključna za fleksibilnost sistema. U strukturi proizvodnje hidro učestvuje sa 26%, nuklearna energija sa 24%, solarna sa 19%, ugalj sa 16% i gas sa 12%, dok vetar ima manji udeo.

Ukupna regionalna proizvodnja dostigla je 24.767 MW uz umeren uvoz—signal relativno uravnoteženih sistemskih uslova. Solarni output porastao je za više od 1 GW dnevno nivoom, što dodatno ističe sve veći uticaj obnovljivih izvora na intraday cenovne oscilacije i volatilnost.

Prekogranični tokovi oblikuju cene uprkos nižim cenama Srbije

Prekogranični tokovi nastavili su da imaju ključnu ulogu u formiranju cena. Mađarska je ostala neto uvoznik; Rumunija, Bugarska i Grčka podržavale su regionalno snabdevanje. Srbija se takođe oslanjala na deo balansa kroz uvoz uprkos relativno nižem nivou cena.

Spread između Mađarske i Nemačke iznosio je -29,32 €/MWh—odnos koji pokazuje da su mađarske cene bile značajno niže od nemačkih i podsticale tokove električne energije od zapada ka istoku. Podaci o komercijalnim tokovima ukazuju na snažnu prekograničnu trgovinu posebno duž pravaca koji povezuju Mađarsku s Rumunijom, Bugarskom, Hrvatskom i Grčkom.

Intraday volatilnost podstaknuta solarnim vrhovima

Satne cenovne krive pokazale su izraženu volatilnost prvenstveno zbog rasta solarne proizvodnje. Tokom podnevnih sati cene su padale usled visokog fotonaponskog outputa, dok su večernji pikovi potražnje podizali cene na svim većim berzama poput HUPX-a, OPCOM-a, BSP-a i HENEX-a.

Kako solarni kapaciteti nastavljaju da rastu, učesnici se sve više oslanjaju na fleksibilne resurse—baterijska skladišta, gasne elektrane i prekograničnu trgovinu—kako bi upravljali neravnotežama tokom dana.

Terminska tržišta signaliziraju stabilnost troškova

Iako su spot cene rasle tog dana, terminska tržišta ukazuju na relativnu stabilnost očekivanja. Mađarski futures procenjeni su na 108 €/MWh za nedelju 16., 102 €/MWh za nedelju 17., 91 €/MWh za maj 2026., kao i 108 €/MWh za Cal-2026.

Tržišta goriva ostala su relativno stabilna: austrijski CEGH gas benchmark bio je na 46,23 €/MWh uz cenu EU emisija (EUA) od 72,84 €/t. Ovi nivoi sugerišu da troškovi proizvodnje iz termoelektrana nisu naglo eskalirali te da rast spot cena pre predstavlja posledicu kratkoročnih faktora nego strukturnog zaoštravanja.

Cene uglja i gasa zabeležile su blagi pad dodatno podržavajući očekivanja stabilnih ili blago nižih cena električne energije u srednjem roku—posebno uz nastavak rasta obnovljivih kapaciteta.

Šta sledi: prognoze obnovljivih izvora i dinamika interkonekcija

Dnevni obrazac trgovanja odrazio se kao kombinacija sezonskog oporavka potražnje, većeg udela obnovljivih izvora i izraženih regionalnih cenovnih razlika između Zapadne Evrope i Jugoistočne Evrope. Ključni signali uključuju rast solarne proizvodnje kao pokretača intraday kretanja cena; stabilnije terminske krive; kao i trajne razlike koje održavaju strateški značaj regiona u evropskom energetskom sistemu.

U narednom periodu pažnja trgovaca biće usmerena ka prognozama obnovljivih izvora, vremenskim uslovima i raspoloživosti interkonektora—posebno kada se posmatra spread između Mađarske i Nemačke te dinamika SEEPEX-a. Kako se integracija Jugoistočne Evrope produbljuje unutar evropskog tržišta električne energije, dnevna kretanja poput onih zabeleženih 13. aprila potvrđuju sve veći strateški značaj regiona za investitore i učesnike koji prate cenu rizika kroz prekogranične tokove.