Trgovinska beleška 27.7: Srbija se odvaja od regiona dok oporavak potražnje i nemačka solarna proizvodnja šire cenovne razlike

U ponedeljak, 27. jula 2026, tržište električne energije za dan unapred u JIE pokazalo je kako se cenovna dinamika može brzo razdvojiti unutar istog geografskog okvira. Oporavak potražnje po povratku radne nedelje doveo je do naglog rasta cena u Srbiji i do obnovljene zavisnosti od uvoza iz CORE regiona, dok su efekti solarne proizvodnje u Nemačkoj i dalje pritiskali cene tokom sredine dana na severnijim tržištima.

Potrošnja raste, bilans se okreće ka uvozu

Potrošnja električne energije u regionu prognozirana je na 30.522 MW, što je povećanje od 4.777 MW (18,6%) u odnosu na nedelju. Promena se odrazila i kroz preokret regionalnog bilansa: sa neto izvoza od 530 MW na neto uvoz od 1.646 MW.

Iako poređenje sa ponedeljkom treba uzeti sa oprezom jer se prethodna sesija odnosila na nedelju, obim pomeraja ukazivao je na više od uobičajenog oporavka tražnje na početku radne nedelje. Nemačka je i dalje bila snažno pod uticajem proizvodnje iz obnovljivih izvora tokom sredine dana, dok su Srbija i delovi centralnog i južnog Balkana imali znatno zategnutije uslove preostale potražnje. To je rezultiralo širim rasponom prekograničnih cena, uz to da su Mađarska, Rumunija, Bugarska, Hrvatska i Slovenija ostale relativno čvrsto povezane.

Srbija najskuplja: premija prema susedima i drugačija kriva cena

Srbija je postala najskuplje regionalno tržište. Bazna cena na SEEPEX-u gotovo se udvostručila u odnosu na nedelju: porasla je za 56,9 €/MWh na 114,43 €/MWh. Time je Srbija ostvarila najvišu cenu među posmatranim balkanskim i centralnoevropskim berzama (izuzev Italije) i premiju od 18,85 €/MWh u odnosu na Mađarsku (19,40 €/MWh prema Rumuniji; 21,40 €/MWh prema Bugarskoj; 17,38 €/MWh prema Hrvatskoj).

Kriva cene u Srbiji bila je strukturno drugačija od krivih na bolje povezanim tržištima Mađarske, Rumunije i Hrvatske. SEEPEX je zabeležio minimalnu satnu cenu od 70 €/MWh naspram približno 10 €/MWh u Mađarskoj, Rumuniji, Bugarskoj, Grčkoj i Hrvatskoj. Srbija tako nije imala duboki podnevni pad koji se video na susednim tržištima usled solarne proizvodnje; maksimalna cena dostigla je 187,40 €/MWh u 22. satu kada se večernji porast potražnje zaoštrio nakon prestanka solarne proizvodnje.

Prosečna cena električne energije u vršnim satima iznosila je 104,50 €/MWh. Cena van vršnog opterećenja bila je još viša i dostigla 124,30 €/MWh—obrnuti odnos koji delimično proizlazi iz toga što niske podnevne cene ulaze u standardni blok vršnog opterećenja. Ipak, pad cena u Srbiji bio je znatno plići nego drugde.

Prognoze za ponedeljak: deficit pokriven neto uvozom

Za ponedeljak je prognozirano da će potrošnja u Srbiji iznositi 3.471 MW (408 MW više nego prethodnog dana), dok se očekivalo da će proizvodnja dostići svega 2.871 MW. Potreba za neto uvozom procenjena je na 600 MW (u poređenju sa 627 MW prethodnog dana).

Srbija bi trebalo da uvozi električnu energiju iz Hrvatske, Severne Makedonije, Bosne i Hercegovine, Mađarske i Rumunije, uz istovremeni izvoz približno 147 MW ka Crnoj Gori.

„Odvojenost“ tržišta: nema direktnih komercijalnih tokova

Dodatno razdvajanje tržišta naglašeno je odsustvom planiranih komercijalnih tokova između Bugarske i Srbije. Bugarska je formirala cenu od svega 93,03 €/MWh—ali direktan komercijalni tok između dva tržišta nije zabeležen.

Uvoz iz Mađarske prosečno je iznosio samo 106 MW uprkos tome što je cena u Mađarskoj bila gotovo 19 €/MWh niža od srpske. Razlika između cena zato nije objašnjena manjkom električne energije „u celom regionu“, već kombinacijom lokalne zategnutosti ponude, ograničene likvidnosti berze i ograničenja pri alokaciji prekograničnih kapaciteta.

Cene širom regiona: severni koridor ostaje povezan

Mađarska je imala cenu od 95,58 €/MWh (samo 3,6 €/MWh više nego ranije), Rumunija gotovo identičnu—95,48 €/MWh—dok su Hrvatska dostigla 97,05 €/MWh, a Slovenija 98,17 €/MWh. Uzak raspon od svega 2,69 €/MWh između Mađarske i Slovenije pokazao je da severni koridor jugoistočne Evrope ostaje efektivno povezan na nivou bazne cene.

Bugarska je bila nešto niža sa cenom od 93,03 €/MWh (oko 2,55 €/MWh ispod Mađarske). Grčka se kretala oko 101,76 €/MWh uz premiju od 6,18 €/MWh prema HUPX-u i osamdesetak? (8)73?—prema Bugarskoj kako navodi izvor—dok su planirani tokovi izvoza iz Bugarske ka Grčkoj (prosečno oko 775 MW) pomagali da se razlika smanji bez potpunog uklanjanja.

Crna Gora poskupela za 23,3 €/MWh na 103,11 €/MWh; Severna Makedonija za +25,9 €/MWh na 97,69 €/MWh; Albanija pak ide suprotno—pad za -8,9 €/MWh na najnižu cenu na Balkanu (73,80 €/MWh). Albanija time ostvaruje diskont od 21,78 €/MWh prema Mađarskoj i gotovo41? (41)0?—prema Srbiji kako stoji u tekstu izvora.

Volatilnost Albanije naspram stabilnije konvergencije severa

Niska bazna cena Albanije praćena je znatno volatilnijim satnim profilom: minimalna cena pala je na 2,90 €/MWh dok je maksimalna dostigla čak 200 €/MWh. Takva kombinacija upućuje na relativno plitko tržište gde hidrološka raspoloživost i ograničeni domaći kapaciteti mogu izazvati velike satne promene bez stabilne konvergencije sa susednim berzama.

Italijanska premija privlači energiju sa zapadnog Balkana

Italija ostaje dominantno tržište sa visokim cenama: nacionalna cena dostigla je185? (185)06?€/MWh dok se severna zona kretala oko183? (183)40?€/MWh. Region bi trebalo da izvozi prosečno1.197 MW ka Italiji—uključujući skoro599 MW preko interkonektora Crna Gora–Italija—pri čemu italijanska premija od gotovo90€/MWh prema Mađarskoj nastavlja da privlači raspoloživu ponudu sa zapadnog Balkana i Slovenije ka zapadu.

Zbog toga količina energije dostupna za ublažavanje lokalne zategnutosti u Srbiji i centralnom Balkanu ostaje manja nego što bi inače moglo biti moguće kroz šire prekogranične arbitraže.

Nemačka popušta dok terminsko tržište naplaćuje vremenski rizik

Cena električne energije u Nemačkoj pala je za13,l? (13)1€/MWh na77,l? (77)09€/MWh—otvarajući diskont od18,l? (18)49€/MWh prema Mađarskoj. Prosečna cena tokom vršnih sati bila je39,l? (39)90€/MWh naspram114,l? (114)30€/ΜW h van vršnog perioda; minimalna satna vrednost bila je blago negativna (-0,l?70€/ΜW h), a večernji maksimum dostigao179€/ΜW h.

Terminsko tržište zadržalo izrazitu premiju za vremenski rizik i rizik nestašice: mađarski ugovor za31.nedelju trgovao se po143€/ΜW h uz premiju od15€/ΜW h prema odgovarajućem ugovoru u Nemačkoj(128€/ΜW h), dok Italija ostaje znatno skuplja(179€/ΜW h). Za32.nedelju premije su dodatno porasle: mađarski ugovor trgovao se po175,l5?50€/ΜW h naspram144,l5?50€/ΜW h u Nemačkoj i181€/ΜW h u Italiji.

Zašto ovo posebno pogađa Srbiju: hidrološki uslovi kao ključni rizik

Najnoviji kompletni podaci o proizvodnji odnose se na nedelju: ukupna regionalna proizvodnja pala je na26,l275MW odnosno za1,l354MW manje nego subotom. Najznačajniji pad bio je u vetru (-1.l742MW ili približno56% ) do1.l396MW; gasne elektrane povećale su proizvodnju (+315MW) do3.l767MW delimično nadoknadivši gubitak vetra. Solarna proizvodnja porasla je +589MW do5.l684MW; nuklearna ostala stabilna(5.l604MW). Ugalj blago niži(5.l570MW), hidroenergija takođe slabija(-268MW do3.l854MW).

Pad hidroelektrana postaje sve značajniji za Srbiju i kopnena balkanska tržišta: prosečna proizvodnja hidroelektrana Srbije iznosila je586MW nedeljom naspram638MW subotom; proizvodnja iz uglja pala je na2.l008MW pa je ukupna domaća proizvodnja smanjena na2.l437MW. To ostavlja zemlju zavisnom od uvoza za približno jednu petinu potrošnje.

Kada se tome doda da prijavljeni protok Dunava oko4.l786 kubnih metara po sekundi ostaje dovoljno slab da ograniči hidrološku fleksibilnost tokom sati veće vrednosti električne energije—jasnije postaje zašto SEEPEX ostaje ranjiviji upravo tamo gde su prekogranični kapaciteti ograničeniji ili manje likvidni.

Povećanje deficita uprkos rastu obnovljivih izvora

Za ponedeljak prognozira se regionalni oporavak proizvodnje na28.l876MW uz očekivan rast solarne proizvodnje na7.l734MW i vetra na2.l042MW. Međutim ti dobici nisu dovoljni da pokriju povećanje potrošnje (+4.l777MW), pa sistemski deficit mora biti pokriven neto uvozom(1.l646MW).

Sve veći deo tereta pada upravo tamo gde kombinacija domaće ponude nije dovoljna ni uz rast obnovljivih izvora—posebno kada večernji porast potražnje ne može biti ublažen podnevnim efektima solarne proizvodnje kakvi postoje severnije.

Kontekst investitorskog rizika: kontrast između podnevnih minimuma i večernjih skokova

Kroz sesiju od27.jula provukao se obrazac koji će verovatno dominirati narednim trgovanjem: veoma niske podnevne cene povezane s obnovljivim izvorima na severu naspram znatnije zategnutog večernjeg porasta potražnje južnije. Pri tim nivoima ulaznih troškova navedeni su gas kao termički oslonac(CEGH referenca64,l46€/ΜW h), grčki gas45€/ΜW h te dozvole CO₂83,l40€/tCO₂—uz procenjene terminske cene gasa oko64,l50–65€/ΜW h tokom2026.godine odnosno četvrtog kvartala godine—što znači da bi gasne elektrane mogle ostati dovoljno skupe da podrže visoke večernje cene kada solar opadne a raspoloživost vetra bude slabija od očekivane.

Zato sesija pokazuje produbljivanje strukturne podele unutar regiona: sever ima „jeftin“ dnevni profil zahvaljujući obnovljivim izvorima tokom podneva dok Srbija i delovi centralnog Balkana nose zategnutiji večernji teret koji zavisi od neto uvoza—uz dodatnu ranjivost zbog lokalnih hidroloških uslova i ograničenog pristupa boljoj ponudi preko granica.