Tržišta električne energije za dan unapred u jugoistočnoj Evropi oslabla su za isporuku 17. jula 2026. godine, ali je pad cena bio veoma neujednačen širom regiona. Značajno poboljšanje prognozirane proizvodnje iz vetra i sunca smanjilo je cene u Srbiji, Severnoj Makedoniji i nekoliko tržišta centralne Evrope, dok su nastavak zagušenja u mreži, snažna večernja potrošnja i ograničena fleksibilnost prekograničnih kapaciteta zadržali Mađarsku, Rumuniju, Crnu Goru i Albaniju među skupljim tržištima.
Regionalna razlika u cenama proširila se na 38,23 EUR/MWh, krećući se od Grčke sa 135,94 EUR/MWh do Albanije sa 174,17 EUR/MWh. Ovo nije bio opšti pad cena na svim tržištima, već pre svega razdvajanje tržišta na nekoliko cenovnih zona, oblikovanih raspoloživošću obnovljivih izvora, zavisnošću od uvoza i pristupom jeftinijoj proizvodnji električne energije.
Mađarska je zaključila dan unapred tržište na nivou od 156,65 EUR/MWh, što je pad od 5,30 EUR/MWh u odnosu na prethodnu sesiju. Smanjenje je bilo relativno malo u poređenju sa Nemačkom, gde je cena električne energije za dan unapred pala za 19,20 EUR/MWh, na 140,63 EUR/MWh, dok je Austrija zabeležila pad od 16,20 EUR/MWh, na 144,79 EUR/MWh.
Širenje cenovne razlike između Mađarske i Nemačke postalo je jedan od najvažnijih tržišnih signala, povećavši se sa 2,10 EUR/MWh na 16,02 EUR/MWh u samo jednom danu. Uprkos snažnijoj proizvodnji iz obnovljivih izvora u Nemačkoj i Austriji, jeftinija električna energija nije se u potpunosti prelila ka Mađarskoj zbog stabilnih tokova prenosa od severa ka jugu i ograničene raspoloživosti uvoznih kapaciteta.
Prosečan neto uvoz u Mađarsku i Sloveniju iz Austrije i Slovačke prognoziran je na oko 1.835 MW, gotovo nepromenjen u odnosu na prethodnu sesiju. To pokazuje da postojeći prekogranični kapaciteti nisu bili dovoljni da uklone mađarsku cenovnu premiju, ostavljajući tržište izloženim domaćim uslovima ponude i večernjoj vršnoj potrošnji.
Premija Mađarske u odnosu na Austriju dostigla je 11,87 EUR/MWh, dok se razlika u odnosu na Rumuniju smanjila na samo 1,36 EUR/MWh. Rumunija je završila trgovanje na nivou od 155,29 EUR/MWh, gotovo nepromenjeno na dnevnom nivou, što pokazuje da je istočni deo povezanog tržišta ostao izložen sličnim ograničenjima u snabdevanju, uprkos većoj proizvodnji iz obnovljivih izvora tokom dnevnih sati.
Satni profil mađarskog tržišta dodatno je naglasio značaj večernjeg vršnog perioda. Cene su tokom popodnevnih sati sa snažnom solarnom proizvodnjom pale ka nivou od 90–100 EUR/MWh, pre nego što su nakon zalaska sunca naglo porasle. Večernje cene dostizale su približno 260–270 EUR/MWh. Iako su bile niže od prethodnog maksimuma iznad 300 EUR/MWh, ovaj rast je i dalje bio dovoljno snažan da dnevni prosek zadrži iznad 156 EUR/MWh.
Niži večernji vrh bio je glavni razlog pada mađarske dnevne cene. Dodatna proizvodnja iz obnovljivih izvora uglavnom je smanjila pritisak nestašice tokom vršnih sati, ali nije dovela do značajnog pada dnevnih cena. Termo proizvodnja i uvoz ostali su neophodni nakon pada solarne proizvodnje, zbog čega je proizvodnja iz gasnih elektrana nastavila da ima važnu ulogu u formiranju granične cene.
Širom jugoistočne Evrope raspoloživost obnovljivih izvora značajno je poboljšana. Prognozirana solarna proizvodnja povećana je za 1.634 MW, na 8.132 MW, dok je proizvodnja iz vetra porasla za 1.004 MW, na 2.595 MW. Ukupna raspoloživost energije iz vetra i sunca dostigla je 10.727 MW, što predstavlja rast od 2.638 MW, odnosno oko 32,6%, u odnosu na prethodni dan.
Rast potrošnje bio je znatno manji. Regionalna potrošnja električne energije povećana je za samo 244 MW, odnosno 0,7%, na 34.563 MW. Veliki rast proizvodnje iz obnovljivih izvora u odnosu na rast potražnje doveo je do blažeg dnevnog bilansa i smanjio potrebu za termo proizvodnjom i uvozom tokom perioda visoke solarne proizvodnje.
Rast potrošnje bio je uglavnom koncentrisan u Rumuniji i Bugarskoj, gde je zajednička potrošnja povećana za 436 MW, na 10.154 MW. Potrošnja u Grčkoj porasla je za 31 MW, na 7.694 MW, dok je potrošnja u Mađarskoj smanjena za 232 MW, na 4.930 MW.
Srbija je zabeležila jednu od najvećih korekcija cena u regionu. Cena na tržištu SEEPEX pala je za 18,00 EUR/MWh, na 142,39 EUR/MWh, čime je bila 14,27 EUR/MWh niža od Mađarske. Severna Makedonija pratila je sličan trend, sa padom od 17,00 EUR/MWh, na 141,76 EUR/MWh.
Razlika između Srbije i Severne Makedonije smanjila se na samo 0,63 EUR/MWh, stvarajući veoma povezanu južno-centralnu cenovnu zonu. Ovo pokazuje da su ova tržišta imala najveću korist od poboljšane regionalne proizvodnje iz obnovljivih izvora i boljeg pristupa jeftinijoj električnoj energiji. Ipak, Srbija je ostala neto uvoznik sa približno 365 MW, što znači da niža cena nije bila posledica strukturnog viška energije, već privremenog poboljšanja uslova snabdevanja.
Bugarska je završila trgovanje na 145,28 EUR/MWh, uz minimalan pad od 0,70 EUR/MWh, dok je zadržala snažnu izvoznu poziciju od oko 1.278 MW. Relativno stabilna cena i izvozna pozicija ukazuju na konkurentne uslove domaće proizvodnje.
Grčka je ostala najjeftinije tržište u regionu sa cenom od 135,94 EUR/MWh, nakon pada od 6,30 EUR/MWh. Grčka satna kriva pokazala je značajnu volatilnost, sa velikim padom cena tokom solarnih sati i ponovnim rastom ka približno 200 EUR/MWh tokom večeri.
Sa prosečnim izvozom od oko 1.347 MW, Grčka je nastavila da podržava susedna tržišta isporukom jeftinije električne energije. Kombinacija snažnog izvoza i najniže regionalne cene potvrđuje sve veću ulogu grčke obnovljive i konvencionalne proizvodnje u balansiranju tržišta jugoistočne Evrope.
Posebna cenovna zona formirala se oko Slovenije, Hrvatske i Crne Gore, gde su cene ostale veoma blisko povezane. Slovenija je završila na 152,28 EUR/MWh, Hrvatska na 151,32 EUR/MWh, a Crna Gora na 152,36 EUR/MWh, sa razlikom od samo 1,04 EUR/MWh između ova tri tržišta.
Hrvatska je ostala jedan od najvećih uvoznika u regionu, sa potrebom za približno 1.162 MW neto uvoza. Uprkos toj zavisnosti, cene su pale zahvaljujući boljoj proizvodnji iz obnovljivih izvora u severnom delu Evrope i stabilnom uvozu koji je smanjio troškove zamenske proizvodnje.
Crna Gora je ostala relativno skupa, sa cenom 9,97 EUR/MWh višom od Srbije i 16,42 EUR/MWh višom od Grčke. Ova premija ukazuje da je pristup jeftinijoj električnoj energiji iz Srbije i Grčke ostao ograničen tokom ključnih sati, zbog čega je Crna Gora bila bliže povezana sa Hrvatskom i Slovenijom.
Albanija je bila glavni izuzetak od regionalnog pada cena. Cena na tržištu ALPEX porasla je za 4,60 EUR/MWh, na 174,17 EUR/MWh, čime je postala najskuplje tržište u regionu. Albanija je trgovala 17,51 EUR/MWh iznad Mađarske i 38,23 EUR/MWh iznad Grčke, što ukazuje na zategnutije lokalne uslove snabdevanja i ograničen pristup regionalnim viškovima energije.
Italija je takođe ostala skupa sa cenom od 168,73 EUR/MWh, dok je jugoistočna Evropa izvozila oko 828 MW ka italijanskom tržištu. Ovi izvozni tokovi smanjili su raspoloživu ponudu unutar regiona i doprineli održavanju viših cena duž jadranskog koridora.
Regionalni neto uvoz smanjen je samo blago, za 60 MW, na 898 MW, ali ukupni bilans prikriva velike razlike između pojedinačnih tržišta. Mađarska, Rumunija, Srbija i Hrvatska ostale su zavisne od uvoza, dok su Bugarska i Grčka obezbedile značajne izvozne količine.
Mađarska je uvozila približno 965 MW, Rumunija oko 676 MW, Hrvatska 1.162 MW, a Srbija 365 MW. Ove deficite delimično su pokrili izvoz iz Bugarske od 1.278 MW, izvoz iz Grčke od 1.347 MW, kao i tokovi iz Austrije i Slovačke.
Terminska tržišta ostala su snažnija nego što su pokazale niže dnevne cene. Mađarska električna energija za 30. nedelju porasla je za 3,00 EUR/MWh, na 123,00 EUR/MWh, dok je za 31. nedelju povećana za 2,50 EUR/MWh, na 136,00 EUR/MWh. Razlika između Mađarske i Nemačke za 31. nedelju proširila se na 21,00 EUR/MWh, što pokazuje da tržište i dalje ugrađuje strukturnu premiju zbog ograničenja u prenosu.
Dugoročniji mađarski ugovori ostali su na visokim nivoima, sa prosečnim proizvodom za 2026. godinu od 140,50 EUR/MWh i kalendarskim proizvodom od 122,50 EUR/MWh. Trajna razlika između Mađarske i Nemačke ukazuje da tržište regionalno razdvajanje cena ne posmatra kao jednodnevni događaj.
Tržišta goriva nastavila su da podržavaju više troškove termo proizvodnje. Cena gasa na CEGH tržištu povećana je na 55,93 EUR/MWh, dok je grčki gasni reper porastao na 45,89 EUR/MWh. EU emisione dozvole pale su na 79,19 EUR/t, delimično smanjujući troškove proizvodnje, ali su buduće cene gasa ostale visoke, oko 56 EUR/MWh za 2026. godinu.
Pri trenutnim cenama gasa i ugljenika, efikasne gasne elektrane sa kombinovanim ciklusom i dalje imaju dovoljno visoke troškove da podrže cene električne energije iznad 130 EUR/MWh tokom perioda bez solarne proizvodnje. Ovo objašnjava otpornost cena u Mađarskoj, Rumuniji i tokom večernjih sati širom jugoistočne Evrope.
Ključna tržišna struktura ove sesije bila je zato dnevno tržište podržano obnovljivim izvorima i večernje tržište izloženo termo proizvodnji. Srbija, Severna Makedonija, Bugarska i Grčka formirale su zonu nižih cena, dok su Mađarska i Rumunija zadržale premiju zbog ograničenja u snabdevanju. Slovenija, Hrvatska i Crna Gora ostale su čvrsto povezane, dok je Albanija nastavila da bude najograničenije tržište.
Širenje razlike između Mađarske i Nemačke, cenovni jaz od 38,23 EUR/MWh između Albanije i Grčke i trajni večernji skokovi cena iznad 200 EUR/MWh i dalje stvaraju mogućnosti za prekogranično trgovanje, fleksibilnu hidro proizvodnju, upravljanje potrošnjom i kratkotrajne baterijske sisteme za skladištenje energije.
