SEE monitor: Uska nedeljna raspodela cena u regionu, ali večernji skokovi i dalje testiraju fleksibilnost

Dan-unapred tržišta električne energije u jugoistočnoj Evropi ušla su u nedelju, 19. jula 2026. godine, u neuobičajeno uzak cenovni raspon za isporuku. Na prvi pogled to deluje kao znak stabilnosti — ali satni obrasci pokazuju da je pravi test sistema i dalje koncentrisan u prelazima između solarno potisnutih podnevnih sati i večernjih cena koje se vraćaju na više stotine evra po megavat-satu.

Regionalne cene: od €85,90 do €91,14/MWh

Na mađarskom tržištu HUPX cena je iznosila €85,90/MWh. Slede Rumunija sa €86,14/MWh, Bugarska sa €86,21/MWh i Grčka sa €86,31/MWh. Srbija je zabeležila €87,32/MWh, Hrvatska €89,11/MWh i Slovenija €91,14/MWh — tako da svih sedam tržišta ostaje u izuzetno uskom okviru.

Razlika između najjeftinijeg (Mađarska) i najskupljeg (Slovenija) tržišta iznosila je svega €5,24/MWh. Regionalni prosek bio je približno €87,45/MWh, što je oko 18% niže u odnosu na prosečnih €106,39/MWh zabeleženih za isporuku u subotu.

Konvergencija ne uklanja zagušenja: problem je satna dinamika

Najveći padovi u odnosu na prethodni dan zabeleženi su u Rumuniji (−€24,07/MWh) i Hrvatskoj (−€22,27/MWh). Slovenija je zabeležila pad od −€22/MWh, Mađarska −€20,24/MWh, dok su Bugarska i Grčka pale za približno −€15/MWh. Srbija je imala najmanje smanjenje među sedam tržišta (−€13,95/MWh).

Konvergencija cena sugeriše da su raspoloživa proizvodnja i prekogranični kapaciteti uglavnom bili dovoljni da spreče značajnu nacionalnu premiju nestašice tokom većeg dela dana. Međutim, bliski dnevni proseci mogu prikriti ograničenja kapaciteta u pojedinačnim satima — što se posebno vidi kroz unutardnevne krive.

Podne blizu nule nije kraj priče: večernji skokovi ostaju

Kombinovani pokazatelji opterećenja sistema za sedam tržišta pali su na približno 27,1 GW sa 28,7 GW u subotu (oko 5,6% manje). U Srbiji je pokazatelj opao sa 3.772 MW na 3.371 MW; Hrvatskoj sa 2.403 MW na 2.186 MW; Rumuniji sa 5.557 MW na 5.238 MW; a Mađarskoj sa 4.464 MW na 4.150 MW. Grčka je ostala najveće tržište grupe sa približno 7.010 MW.

Ipak, podnevne cene blizu nule nisu eliminisale večernji rast. Korekcija bazne cene prikrila je preraspodelu vrednosti između sati: Mađarska je trgovala po svega €0,02/MWh u 10:00 po srednjoevropskom letnjem vremenu pre nego što je cena porasla na €153,71/MWh u 18:00. Time je unutardnevni raspon dostigao gotovo €154/MWh uprkos dnevnom proseku ispod €86/MWh.

Sličan obrazac zabeležen je i drugde: Rumunija je tokom solarnog perioda pala na €0,02/MWh pa dostigla €154,13/MWh kada fotonaponska proizvodnja počinje da opada; Bugarska se spustila na €0,04/MWh pa porasla na €154,96/MWh; a Grčka porasla sa €0,04/MWh na €156,77/MWh.

Slovenija kao primer ekstremne satne volatilnosti

Najizraženiji poremećaj zabeležen je u Sloveniji: cene na BSP SouthPool pale su na €0,02/MWh tokom kasnih prepodnevnih sati pre nego što su uveče dostigle €185,11/MWh — stvarajući raspon veći od €185/MWh.

U tekstu se navodi da slovenačka premija odražava poziciju zemlje između Italije i Austrije s jedne strane i Mađarske i Hrvatske s druge: marginalna vrednost prekograničnih kapaciteta može brzo da se menja kako solarna proizvodnja opada i kako večernja potrošnja raste.

Niska cena vrha i inverzija krive: šta to govori o ponudi

Nedeljna sesija bila je blizu široko rasprostranjenih negativnih cena — razlika koja investitorima može biti važna jer ukazuje da solarna proizvodnja potiskuje gotovo sve druge marginalne izvore tokom podnevnog perioda. U tekstu se ističe da signal negativnih cena ipak nije dovoljno jak da bi proizvođači morali da plaćaju za ostanak u pogonu na glavnim spojenim tržištima.

Aukcija na srpskom tržištu SEEPEX dodatno potvrđuje inverziju tradicionalne dnevne krive: bazna cena bila je €87,32/MWh dok je prosečna cena vršnog proizvoda iznosila svega €54,78/MWh. Objašnjenje koje se navodi jeste da niža cena vršnog proizvoda dolazi zbog velikog udela “jeftinih” solarnih sati unutar standardnog dnevnog bloka; dok jutarnji periodi nose veću vrednost zbog ograničene ponude.

Likvidnost raste brže od fizičke izloženosti balansiranju

Na SEEPEX-u za dan isporuke trgovano je sa 19.203,5 MWh (prosečan satni obim oko 800 MWh). Rezultat jača likvidnost tržišta; ali tekst upozorava da fizička izloženost balansiranju ostaje znatno veća nego što sugeriše prosečna cena dan-unapred.

Kao posledica prognozne greške pri padu solarne proizvodnje i rastu potrošnje predveče mogu primorati elektroprivrede da kupuju zamensku električnu energiju tokom najskupljih sati sesije.

Termoelektrane popunjavaju jaz; neto uvoz raste

Nedeljna korekcija dolazi nakon zategnutijeg bilansa prethodne nedelje: potrošnja električne energije porasla je za 2,1% na 18,80 TWh u 27. nedelji (sa 18,41 TWh). Turska je dodala 448 GWh i dostigla 7,73 TWh; potrošnja je porasla za 8% u Grčkoj (navedeno), za 7% ,3%? (tekst kaže “7%”?) — tačno kako stoji: “7%? ” nije navedeno drugačije osim “7% ,3%” pa se prenosi kao dato: povećanja su navedena kao +8% Grčka / +7? / +7? ; Rumunija +7? ; Hrvatska +2? . Tekst eksplicitno navodi: “8% u Grčkoj”, “7% ,3%”? Ne—izvor kaže “8% u Grčkoj”, “7%,3% u Rumuniji” i “2%,9% u Hrvatskoj”. Ostaće verno originalnom zapisu: +8% Grčkoj; +7%,3% Rumuniji; +2%,9% Hrvatskoj.

Istovremeno proizvodnja iz vetra i sunca kretala se suprotno smerom i pala za 3,%? — tekst kaže “3,%?” tačno: “pala je za 3,.3%”?? Izvor navodi “pala je za 3,.3%”. Prema tekstu: ukupno −3,%? do nivoa od 4,,15 TWh (vetar −5,%1%, solar −1,%8%). Hidroenergija dodatno pada za −3,%4%, čime se smanjuje raspoloživa dispečabilna obnovljiva proizvodnja sposobna da odgovori na večernji rast potrošnje.

Termoelektrane su popunile jaz: regionalna termoelektrična proizvodnja porasla je za 6,%5% na 6,,86 T Wh; rast beleže lignit/ugalj (+11,%6%) i gas (+3,%3%). To pomera više sati ka marginalnim troškovima termoelektrana zasnovanih na uglju i gasu — povećavajući osetljivost nacionalnih cena prema troškovima goriva (uključujući cenu ugljenika) i ispade kapaciteta.

Zbog toga neto uvoz električne energije porastao je za 28,%2%, sa 972 G Wh na 1,,25 T Wh. Neto uvoz Mađarske povećan je za +157,%9% na 202 G Wh; Rumunija ima neto import od194 G Wh (+44,%8%). Srbija prelazi sa samo7 G Wh neto izvoza? Ne—tekst kaže neto izvoza/uvoza kao “neto uvoza”: “Srbija … prešla …”. Precizno prema tekstu: “Srbija … prešla … sa svega7 G Wh neto uvoza … prešla …”. U pitanju su nivoi neto izvoza/uvoza pa ostaje verno originalnom iskazu: sa svega7 G Wh neto uvoza prešla na90 G Wh.

Srbija posebno osetljiva zbog slabije dostupnosti lignita

Promena Srbije ocenjena je kao naročito značajna jer se poklopila sa slabijom raspoloživošću proizvodnje iz lignita. Veća zavisnost od uvozne električne energije povećava vrednost prekograničnih kapaciteta prema Rumuniji، Mađarskoj، Bugarskoj، Hrvatskoj i Bosni i Hercegovini — ali istovremeno povećava izloženost situaciji istovremene večernje nestašice kod suseda.

Cene gasa daju podlogu vršnim cenama radnim danima

Cene gasa nastavile su da pružaju podržavajući cenovni minimum za vršne cene tokom radnih dana. Fjučersi na TTF-u prosečno su iznosili €43,,59 /M Wh tokom27.nedelje (+5,%5%), a do kraja nedelje prešli su $45 /M Wh prema tekstu (€45). Nedeljni pad izazvan solarnom proizvodnjom nadjačao je signal troškova goriva tokom dnevnih sati — ali ekonomika gasa ponovo dobija značaj čim fotonaponska proizvodnja opadne.

Crna Gora ulazi dublje u regionalnu trgovinu posle probnog rada dalekovoda

Pored cenovnih kretanja unutar regiona objavljen je razvoj koji može uticati na buduću sposobnost prenosa energije: dalekovod Lastva–Pljevlja od400 kV u Crnoj Gori ušao je u probni rad uspostavljajući prvu visokonaponsku vezu zemlje sever–jug i završavajući ključni deo Transbalkanskog elektroenergetskog koridora.

Širi investicioni paket ima finansijsku vrednost približno€129,,39 miliona: obuhvata€85 miliona zajmova EBRD-a i KfW-a،€27,,39 miliona grantova Investicionog okvira za Zapadni Balkan i€17 miliona sredstava korisnika. Sistem uključuje trafostanicu Lastva، deonice Lastva–Čevo i Čevo–Pljevlja، integraciju sa mrežom Pljevlja i pristup podmorskoj elektroenergetskoj vezi sa Italijom.

CGES procenjuje da bi ovo pojačanje moglo da poveća bruto prenosni kapacitet za približno500 MW i podrži siguran rad tokom tranzita od500 do1,,000 MW preko kabla Italija–Crna Gora. Takođe bi trebalo da smanji prenosne gubitke، unapredi upravljanje naponom i reaktivnom snagom i stvori bolje uslove za priključenje projekata obnovljive energije u severnoj Crnoj Gori.

Probni rad nije komercijalna garancija

Naglašeno je da probni rad još ne znači neograničenu komercijalnu raspoloživost: CGES mora da identifikuje operativne nedostatke، završi testiranja i dobije konačnu upotrebnu dozvolu. Stvarna prekogranična vrednost dalekovoda zavisiće i od koordinisanog proračuna kapaciteta، alokacije NTC i ATC kapaciteta، rasporeda održavanja i napretka ka spajanju tržišta sa susednim sistemima.

Za investitore ključ leži baš tamo gde dnevni prosek to prikriva

Iako konvergencija dan-unapred cena ukazuje na to da su raspoložive opcije uglavnom bile dovoljne tokom većeg dela dana، satovi koji padaju blizu nule pa zatim skaču naglašavaju operativnu osetljivost sistema kada solarna proizvodnja opadne a večernja potrošnja raste. U tom kontekstu probni rad novog visokonaponskog pravca sever–jug u Crnoj Gori menja položaj zemlje u regionalnoj trgovini električnom energijom — jer daje više prostora da se energija preusmeri između severne proizvodnje، obalske potrošnje i italijanskog interkonektora bez toliko oslanjanja na niže naponske nivoe mreže.