SEE tržište struje se vraća u „večernju nestašicu“: cene rastu, a Italija ostaje glavni premijum

Ponedeljkova sednica na dan unapred za 6. jul 2026. donela je brz post-vikend „reset“ na tržištima Jugoistočne Evrope: umesto nedeljnog, niskocenovnog režima, trgovanje se preusmerilo na znatno čvršće ponedeljno okruženje. Oporavak potrošnje, uz i dalje prisutan temperaturni uticaj na opterećenje sistema, kao i povratak cenovne nestašice u večernjim satima, preoblikovali su regionalnu krivu i još jednom pokazali koliko brzo SEE može da menja intradnevne obrasce.

Centralno-istočni klaster se ponovo formira

Najjači referentni signal došao je iz Mađarske, gde je HUPX zatvoren na 116,43 €/MWh—rast od 44,1 €/MWh u odnosu na prethodni dan. Rumunija je pratila gotovo isti nivo (116,29 €/MWh), dok su Slovenija i Hrvatska bile veoma blizu (116,22 €/MWh i 115,71 €/MWh). Takav raspored potvrđuje ponovno formiranje centralno-istočnog cenovnog klastera, pri čemu su ova tržišta tokom većeg dela sesije praktično funkcionisala kao jedinstvena spojena (coupled) zona sa minimalnim odstupanjima.

Italija ostaje premijum „sink“, Crna Gora najvolatilnija

Na jugu se istakla Crna Gora kao najvolatilniji pomeraj: BELEN je skočio na 133,23 €/MWh (rast od 74,6 €/MWh), čime je postao najskuplje SEE tržište van Italije. Italija je dostigla 144,03 €/MWh i zadržala ulogu dominantnog regionalnog cenovnog premijuma—nastavljajući da povlači tokove iz jugoistočne Evrope ka Jadranskom basenu.

Niže cene u Srbiji ne znače višak: segmentirana nestašica

Na donjoj skali Srbija je trgovala na 97,84 €/MWh. To je značajno ispod mađarskog referentnog nivoa (za 18,59 €/MWh) i daleko ispod Italije (za više od 46 €/MWh). Važno ograničenje objašnjenja nižeg nivoa cene je to što srpski diskont nije posledica viška proizvodnje: kako je navedeno u podacima, reč je o složenijoj strukturi satne nestašice uz prekogranična ograničenja i segmentirane dinamike tržišta. Srbija je pritom ostala neto uvoznik uprkos nižoj ceni.

Rast potražnje podiže cenu—ali intradnevni oblik krive daje ključni signal

Kretanje cena bilo je povezano sa snažnim oporavkom potrošnje: ukupna potražnja u HU+SEE regionu porasla je na 30.779 MW (povećanje od 3.332 MW u odnosu na nedelju). Istovremeno, ukupni neto uvoz pao je sa 2.006 MW na 1.294 MW—što sugeriše da veći deo dodatne potražnje dolazi iz domaće proizvodnje i unutrašnje redispečing optimizacije umesto iz dodatnog spoljnog snabdevanja.

Ipak, najvažniji signal nije bio dnevni prosek već intradnevni oblik krive cena. U Mađarskoj su cene oscilovale od minimuma od 37,2 €/MWh (H11) do maksimuma od 215,2 €/MWh (H21); Rumunija je imala gotovo identičan raspon (36,7–212,6 €/MWh). Srbija je takođe pokazala visoku volatilnost—od 23 €/MWh (H12) do 150,1 €/MWh (H21).

Letnji solarni profil prebacuje fokus sa proseka na fleksibilnost

Ovakav obrazac odgovara klasičnom letnjem solarnom profilu: višak proizvodnje iz fotonaponskih elektrana tokom podnevnih sati pritiska cene nadole, dok večernji ramp period—kada solar pada a potrošnja za hlađenje ostaje visoka—vraća izraženu nestašicu kapaciteta. Dodatno upozorenje za tržišne učesnike dolazi iz činjenice da je mađarski prosečni „off-peak” bio viši od „peak” proseka: off-peak prosek iznosio je 144,6 €/MWh naspram peak proseka od 88,3 €/MWh. Time tradicionalna podela peak/off-peak gubi smisao i fokus se pomera ka uskom večernjem slotu nestašice.

Arbitraže za fleksibilne tehnologije postaju vidljive

Za fleksibilne tehnologije signal je bio posebno jak: intradnevni spread dostizao je oko 178 €/MWh u Mađarskoj, 176 €/MWh u Rumuniji i 127 €/MWh u Srbiji. Takva razlika otvara prostor za arbitražne strategije baterijskih sistema i upravljanja potrošnjom, uz fleksibilnu proizvodnju usmerenu na period H20–H22.

Fragmentacija sistema ostaje pravilo: izvoznici i uvoznici se razlikuju

Podaci o bilansima država ukazuju da region ne funkcioniše kao jedinstveni blok već kao hibridni sistem sa različitim pozicijama po zemljama. Bugarska je bila najveći izvoznik sa neto izvozom od 1.393 MW (proizvodnja 5.323 MW; potrošnja 3.931 MW). Grčka je takođe ostala u izvoznom režimu sa neto izvozom od 618 MW, dok je Bosna i Hercegovina izvezla 355 MW.

S druge strane, Hrvatska (1.015 MW), Mađarska (861 MW), Rumunija (588 MW), Srbija (545 MW), Slovenija (285 MW), Crna Gora (217 MW) i Albanija (120 MW) ostale su neto uvoznici—što znači da centralni i zapadni SEE zavise od prekograničnog balansiranja čak i kada pojedine zemlje imaju niže cene.

Srbija kao tranzitno-balansni čvor uprkos diskontu

Srbija posebno ilustruje ovu logiku: uprkos relativno nižoj ceni od ostatka klastera koji prednjači rastom referentnih nivoa, zemlja nije izašla iz neto uvozne pozicije—ostala je neto uvoznik od 545 MW uz proizvodnju od 2.807 MW i potrošnju od 3.352 MW. Tokovi pokazuju istovremeni obrazac uvoza iz više susednih zemalja uz izvoz ka drugim pravcima.

Kotrljanje koridora objašnjava cenu Crne Gore

Crna Gora dodatno pokazuje kako koridorska dinamika može da prevede fizički položaj u cenovni efekat. Sa samo 209 MW proizvodnje i potrošnjom od 426 MW ostala je strukturno deficitarna; ali snažni tokovi ka Italiji—432 MW base i 458 MW peak—pozicionirali su zemlju kao fizički most ka italijanskom premijum tržištu. To pomaže da se razume visok nivo cene uprkos tome što Crna Gora ima status neto uvoznika.

Forward kriva potvrđuje kratkoročno zatezanje sistema

Nedeljni fjučersi ukazuju na nastavak premijum očekivanja: mađarski nedeljni fjučersi ostaju visoki (Week 28 na 110 €/MWh; Week 29 na 146 €/MWh). Spread HU-DE za Week 29 iznosio je 30,5 €/MWh.

Gorivo bez šoka; pokretači su potrošnja i tokovi

Kada su posmatrani faktori goriva i emisija gas nije delovao kao volatilno pokrenut element: CEGH gas bio je na nivou od oko 45,90 €/MWh a grčki gas oko 43,75 €/MWh; EUA emisije CO₂ bile su oko 80,6 €/t. U tom okviru kretanje cena tog dana opisano je kao posledica pre svega potrošnje, tokova i intradnevne fleksibilnosti—više nego šokova na strani goriva ili ugljenika.

Zaključak: satna nestašica sve više definiše SEE vrednost

Za datum obuhvaćen sednicom zaključak ostaje jasan: SEE elektroenergetski sistem sve više definiše satna nestašica umesto prosečnih uslova rada sistema. Italija nastavlja da bude premijum „sink“, Crna Gora funkcioniše kao koridorski volatilni čvor kroz tokove ka Jadranu/Italiji, Srbija reflektuje segmentiranu strukturu uvoza uprkos nižim cenama a Mađarska ostaje centralni referentni nivo konvergencije među ključnim tačkama regiona.