Dan-unapred tržišta električne energije u jugoistočnoj Evropi ušla su u neuobičajeno uzak cenovni raspon za isporuku u nedelju, 19. jula 2026. godine, jer su manja vikend potrošnja i snažna fotonaponska proizvodnja potisnule pritiske uvoza i termoelektrana koji su dominirali prethodne nedelje.
Na mađarskom tržištu HUPX cena je iznosila €85,90/MWh, a sledile su 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, a Slovenija €91,14/MWh, čime je svih sedam tržišta ostalo u izuzetno uskom rasponu.
Razlika između Mađarske, najjeftinijeg od sedam tržišta, i Slovenije, najskupljeg, iznosila je svega €5,24/MWh. Jednostavan regionalni prosek iznosio je približno €87,45/MWh, što je gotovo 18% manje od prosečnih €106,39/MWh zabeleženih za isporuku u subotu.
Najveći padovi u odnosu na prethodni dan zabeleženi su u Rumuniji, gde su cene pale za €24,07/MWh, i Hrvatskoj, sa padom od €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 zabeležila najmanje smanjenje među sedam tržišta, od €13,95/MWh.
Konvergencija cena ukazuje na to da su raspoloživa proizvodnja i prekogranični kapaciteti uglavnom bili dovoljni da spreče značajnu nacionalnu premiju nestašice tokom većeg dela dana. To, međutim, ne znači da na svim granicama nije bilo zagušenja, jer bliski dnevni proseci mogu da prikriju ograničenja kapaciteta u pojedinačnim satima. Sesija je ipak predstavljala oštar kontrast u odnosu na 27. nedelju, kada su Rumunija, Mađarska, Hrvatska i Srbija beležile značajne premije usled rasta potrošnje za hlađenje, slabije proizvodnje iz obnovljivih izvora i veće zavisnosti od uvoza.
Kombinovani pokazatelji opterećenja sistema za sedam tržišta pali su na približno 27,1 GW, sa 28,7 GW u subotu, što predstavlja smanjenje od oko 5,6%. Pokazatelj za Srbiju pao je sa 3.772 MW na 3.371 MW, za Hrvatsku sa 2.403 MW na 2.186 MW, za Rumuniju sa 5.557 MW na 5.238 MW, a za Mađarsku sa 4.464 MW na 4.150 MW. Grčka je ostala najveće tržište u grupi, sa približno 7.010 MW.
Podnevne cene blizu nule nisu eliminisale večernji skok. Korekcija bazne cene prikrila je mnogo veću preraspodelu vrednosti između pojedinačnih sati. Mađarska je u 10.00 časova po srednjoevropskom letnjem vremenu trgovala po svega €0,02/MWh, pre nego što je cena u 18.00 časova porasla na €153,71/MWh. Time je unutardnevni raspon dostigao gotovo €154/MWh, uprkos dnevnom proseku ispod €86/MWh.
Rumunija je pratila sličnu krivu, pri čemu su cene tokom solarnog perioda pale na €0,02/MWh, pre nego što su dostigle €154,13/MWh kada je fotonaponska proizvodnja počela da opada. Bugarska je pala na €0,04/MWh, a zatim porasla na €154,96/MWh, dok je Grčka zabeležila rast sa €0,04/MWh na €156,77/MWh.
Najizraženiji satni poremećaj zabeležen je u Sloveniji. Cene na tržištu 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. Slovenačka premija odražava položaj zemlje između Italije, Austrije, Mađarske i Hrvatske, gde se marginalna vrednost prekograničnih kapaciteta može brzo menjati kako solarna proizvodnja opada, a večernja potrošnja u Italiji i na Balkanu raste.
Tržište je ostalo na korak od široko rasprostranjenih negativnih cena. Ta razlika je važna. Cene blizu nule ukazuju na to da je solarna proizvodnja potisnula gotovo sve druge marginalne izvore, ali ne u tolikoj meri da bi proizvođači morali da plaćaju za ostanak u pogonu na glavnim spojenim tržištima. Ograničeni signal negativnih cena mogao bi da odražava ograničavanje proizvodnje iz obnovljivih izvora, fleksibilno dispečiranje hidroelektrana, mogućnosti izvoza ili ponude termoelektrana blizu nule kako bi se izbegli troškovi gašenja i ponovnog pokretanja.
Aukcija na srpskom tržištu SEEPEX dodatno je potvrdila inverziju tradicionalne dnevne krive cena. Bazna cena iznosila je €87,32/MWh, dok je prosečna cena vršnog proizvoda bila svega €54,78/MWh. Niža cena vršnog proizvoda rezultat je velikog udela jeftinih solarnih sati u standardnom dnevnom bloku, dok su jutarnji, večernji i noćni periodi nosili veću vrednost usled ograničene ponude.
Na SEEPEX-u je za dan isporuke trgovano sa 19.203,5 MWh, što odgovara prosečnom satnom obimu trgovanja od približno 800 MWh. Rezultat jača likvidnost tržišta, ali fizička izloženost balansiranju ostaje znatno veća nego što sugeriše prosečna cena na tržištu dan-unapred. Greške u prognozama pada solarne proizvodnje i večernjeg rasta potrošnje mogu primorati elektroprivrede da kupuju zamensku električnu energiju tokom najskupljih sati sesije.
Baterijski sistem snage 1 MW koji bi ostvario puni ciklus između najniže i najviše satne cene u Mađarskoj imao bi teoretski bruto raspon od gotovo €154 po MWh skladišnog kapaciteta, pre uračunavanja gubitaka efikasnosti, degradacije, mrežnih naknada i troškova trgovanja. Teoretski raspon u Sloveniji premašio je €185/MWh. Ove vrednosti nisu bankabilne pretpostavke dnevnih prihoda, ali pokazuju zašto ostvareni raspon cena, a ne bazna cena, postaje centralni operativni pokazatelj za regionalne sisteme za skladištenje energije.
Nedeljna korekcija u nedelju usledila je nakon znatno zategnutijeg nedeljnog bilansa. Potrošnja električne energije u jugoistočnoj Evropi porasla je za 2,1% na 18,80 TWh u 27. nedelji, sa 18,41 TWh prethodne nedelje. Turska je dodala 448 GWh i dostigla 7,73 TWh, dok je potrošnja porasla za 8% u Grčkoj, 7,3% u Rumuniji i 2,9% u Hrvatskoj.
Proizvodnja iz vetra i sunca kretala se u suprotnom smeru i pala je za 3,3% na 4,15 TWh. Proizvodnja iz vetra smanjena je za 5,1%, a solarna proizvodnja za 1,8%. Hidroenergija je dodatno pala za 3,4%, čime je smanjena raspoloživa dispečabilna obnovljiva proizvodnja sposobna da odgovori na večernji rast potrošnje.
Termoelektrane su popunile nastali jaz. Regionalna termoelektrična proizvodnja porasla je za 6,5% na 6,86 TWh, pri čemu je proizvodnja iz lignita i uglja porasla za 11,6%, a proizvodnja iz gasa za 3,3%. Ovaj pomak usmerio je veći broj sati ka marginalnim troškovima termoelektrana na ugalj i gas, povećavajući osetljivost nacionalnih cena na troškove goriva, cenu ugljenika i ispade proizvodnih kapaciteta.
Neto uvoz električne energije u posmatrani region jugoistočne Evrope zbog toga je porastao za 28,2%, sa 972 GWh na 1,25 TWh. Neto uvoz Mađarske povećan je za 157,9% na 202 GWh, dok je Rumunija uvezla 194 GWh, što predstavlja rast od 44,8%. Srbija je sa svega 7 GWh neto uvoza u 26. nedelji prešla na 90 GWh u 27. nedelji.
Promena u Srbiji bila je posebno značajna jer se poklopila sa slabijom raspoloživošću proizvodnje iz lignita. Veća zavisnost od uvozne električne energije povećava vrednost kapaciteta na granicama sa Rumunijom, Mađarskom, Bugarskom, Hrvatskom i Bosnom i Hercegovinom i povećava izloženost istovremenoj večernjoj nestašici u susednim sistemima.
Grčka, Bugarska i Turska ostale su neto izvoznici, iako su njihovi viškovi smanjeni. Njihova sposobnost da obezbede pristupačnu regionalnu ponudu zavisiće od raspoloživosti nuklearnih i termoenergetskih kapaciteta u Bugarskoj, dispečiranja vetroelektrana i gasnih elektrana u Grčkoj, proizvodnje iz obnovljivih izvora u Turskoj i dovoljnog prekograničnog prenosnog kapaciteta tokom večernjih sati.
Cene gasa nastavile su da pružaju podržavajući cenovni minimum za vršne cene tokom radnih dana. Fjučersi na TTF-u prosečno su iznosili €43,59/MWh tokom 27. nedelje, što predstavlja rast od 5,5%, a do kraja nedelje prešli su €45/MWh. Nedeljni pad cena izazvan solarnom proizvodnjom nadjačao je taj signal troškova goriva tokom dnevnih sati, ali ekonomika gasa ponovo dobija na značaju čim fotonaponska proizvodnja opadne.
Dalekovod Lastva–Pljevlja od 400 kV u Crnoj Gori ušao je u probni rad, uspostavljajući prvu visokonaponsku vezu zemlje u pravcu sever–jug i završavajući ključni deo Transbalkanskog elektroenergetskog koridora.
Širi investicioni paket ima finansijsku vrednost od 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 približno 500 MW i podrži siguran rad tokom tranzita od 500 do 1.000 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.
Najzahtevnija deonica preusmerena je dalje od naseljenih područja i ekološki osetljivih delova Nacionalnog parka Durmitor. Izvođač radova Kodar ugradio je provodnik AAAC Aster 366, projektovan da smanji električne gubitke, koronu i uticaj na životnu sredinu u odnosu na prethodno tehničko rešenje.
Probni rad još uvek 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.
Projekat ipak menja položaj Crne Gore u regionalnoj trgovini električnom energijom. Zemlja sada može da preusmerava veće količine električne energije između severne proizvodnje, obalske potrošnje i italijanskog interkonektora bez tolikog oslanjanja na mrežu nižeg naponskog nivoa. Njegova komercijalna vrednost biće najvidljivija tokom sesija poput one 19. jula, kada cene balkanske solarne energije blizu nule stvaraju mogućnosti za izvoz tokom dana, dok večernje cene od više stotina evra nagrađuju sposobnost da se električna energija zadrži, preusmeri ili prenese nakon zalaska sunca.
