Cene električne energije širom Jugoistočne Evrope naglo su porasle 13. avgusta 2026. godine, pošto su veća regionalna potražnja i izražena nestašica u večernjim satima nadjačale poboljšanje proizvodnje iz obnovljivih izvora.
Cena bazne električne energije na mađarskom tržištu dan-unapred porasla je za 18,80 evra/MWh, na 163,69 evra/MWh. Rumunija je bila odmah iza, sa cenom od 163,54 evra/MWh, uz razliku od svega 0,15 evra/MWh u odnosu na Mađarsku. Slovenija i Hrvatska takođe su se približile tim nivoima, sa cenama od 165,65 evra/MWh i 164,83 evra/MWh.
Srbija je zabeležila najveći dnevni rast u regionu. Cena na SEEPEX-u skočila je za 43,60 evra/MWh, na 157,20 evra/MWh. U Bugarskoj je cena porasla za 12,70 evra/MWh, na 138,29 evra/MWh, dok su cene u Nemačkoj i Austriji dostigle 147,07 evra/MWh, odnosno 161,55 evra/MWh.
Italija je ostala najskuplje tržište obuhvaćeno analizom, sa rastom nacionalne cene na 183,80 evra/MWh. Time je Italija imala premiju od 20,11 evra/MWh u odnosu na Mađarsku.
Nasuprot tome, Grčka i deo južnog Balkana ostali su znatno jeftiniji. Cena na grčkom HENEX-u pala je za 8,70 evra/MWh, na 95,81 evra/MWh, čime je njen diskont u odnosu na Mađarsku povećan na 67,89 evra/MWh. Severna Makedonija zabeležila je pad na 128,53 evra/MWh, Albanija na 146,65 evra/MWh, dok je cena u Crnoj Gori ostala uglavnom nepromenjena na 141,97 evra/MWh.
Večernji sati pokreću volatilnost u Mađarskoj
Mađarsko tržište pokazalo je posebno izraženu razliku između dnevnih i večernjih cena. Cena na HUPX-u pala je na dnevni minimum od 83,50 evra/MWh u 14. satu, tokom perioda najintenzivnije proizvodnje iz solarnih elektrana, da bi zatim skočila na 338,90 evra/MWh u 21. satu.
Dnevni raspon od čak 255,40 evra/MWh pokazuje sve veći značaj rizika povezanog sa promenama cena tokom dana. Prosečna cena u vršnim satima u Mađarskoj iznosila je 140,80 evra/MWh, dok je prosečna cena u vanvršnim satima dostigla 186,60 evra/MWh, što odražava uticaj skupih večernjih sati.
Maksimalna cena od 338,90 evra/MWh zabeležena je u 21. satu i u Nemačkoj, Rumuniji i Sloveniji. Istovremeni večernji maksimum ukazuje na snažnu povezanost tržišta i regionalno zaoštravanje odnosa ponude i potražnje nakon pada solarne proizvodnje.
Za razliku od večernjih sati, cene tokom sredine dana ostale su pod pritiskom veće proizvodnje iz obnovljivih izvora. Kombinacija relativno niskih cena tokom solarnog perioda i naglog večernjeg rasta znači da prosečna bazna cena ne prikazuje u potpunosti uslove trgovanja tokom dana.
Regionalna potražnja raste uprkos nižim temperaturama
Prognozirana potrošnja električne energije u Mađarskoj i Jugoistočnoj Evropi povećana je za 563 MW, na prosečnih 33.186 MW, uprkos padu regionalnih temperatura.
Najveći rast potražnje zabeležen je u Rumuniji i Bugarskoj, gde je kombinovana potrošnja povećana za 592 MW. Potrošnja u Mađarskoj pala je za 40 MW, na 4.461 MW, dok je potrošnja u Grčkoj smanjena za 53 MW, na 7.216 MW.
Istovremeno, prognoze proizvodnje iz obnovljivih izvora bile su povoljnije. Očekivalo se da će regionalna solarna proizvodnja porasti za 1.302 MW, na 8.558 MW, dok je proizvodnja iz vetra povećana za 77 MW, na 4.888 MW.
Činjenica da su cene porasle uprkos znatno većoj dostupnosti solarne energije ukazuje na to da tržište nije bilo suočeno sa klasičnim nedostatkom električne energije tokom celog dana. Umesto toga, ključni faktori bili su vremenski profil proizvodnje, potreba za naglim povećanjem proizvodnje u večernjim satima i prekogranična prenosna ograničenja.
Prijavljena neto uvozna pozicija regiona iznosila je -229 MW, što predstavlja poboljšanje od 128 MW u odnosu na prethodni dan. Uvoz iz Austrije i Slovačke povećan je za 62 MW, na 1.018 MW. Ovi tokovi su podržali tržišta Centralne i Istočne Evrope, ali nisu bili dovoljni da spreče večernji skok cena.
Mađarska terminska kriva ostaje na povišenim nivoima
Terminski ugovori za električnu energiju u Mađarskoj beležili su različita kretanja na kraćem kraju krive, ali su mesečni i godišnji ugovori uglavnom ojačali.
Ugovor za 34. nedelju pojeftinio je za 0,50 evra/MWh, na 160,50 evra/MWh, dok je ugovor za 35. nedelju poskupeo za 0,50 evra/MWh, na isti nivo. Cena za septembar 2026. povećana je za 2,50 evra/MWh, na 162,50 evra/MWh, dok je godišnji ugovor porastao za 2 evra/MWh, na 127 evra/MWh.
Mađarska električna energija nastavila je da se trguje uz značajnu premiju u odnosu na Nemačku. HU-DE raspon procenjen je na 31 evro/MWh za 34. nedelju, 33,50 evra/MWh za 35. nedelju i 27,50 evra/MWh za septembar. Godišnji raspon iznosio je 21 evro/MWh.
Ovakve razlike ukazuju da mađarska premija nije ograničena samo na tržište dan-unapred. Terminske cene i dalje odražavaju očekivanja o zategnutijem regionalnom bilansu i većoj zavisnosti Mađarske od uvoza.
Dodatnu podršku cenama pružila su tržišta goriva. Cena gasa na austrijskom CEGH-u porasla je za 1,20 evra/MWh, na 61,90 evra/MWh, povećavajući varijabilne troškove proizvodnje električne energije iz gasnih elektrana. Cena EUA emisijskih dozvola pala je za 0,50 evra, na 81,99 evra po toni, ali je taj pad samo delimično ublažio rast troškova gasa. Cena uglja za septembar blago je porasla, na 122,50 dolara po toni.
Izgledi
Kratkoročni izgledi za tržišta električne energije u regionu ostaju uzlazni, ali će u velikoj meri zavisiti od kretanja po satima. Snažna solarna proizvodnja mogla bi i dalje da potiskuje cene tokom sredine dana, dok će večernji sati ostati izloženi naglim rastovima kada proizvodnja iz obnovljivih izvora opadne, a potrebe sistema moraju da pokriju termoelektrane ili uvoz.
Sve veća razlika između cena tokom dana i u večernjim satima čini satno pozicioniranje važnijim za učesnike na tržištu. Bazni ugovori mogu prikriti značajnu izloženost večernjem skoku potražnje, posebno u Mađarskoj, Rumuniji, Sloveniji i Hrvatskoj.
Regionalni rasponi takođe pružaju jasne signale za trgovanje. Mađarska i Rumunija ostaju čvrsto povezane, dok Grčka i dalje ima veliki diskont, a Italija zadržava značajnu premiju.
Promene u prekograničnim prenosnim kapacitetima, raspoloživosti termoelektrana, proizvodnji iz obnovljivih izvora i večernjoj potražnji stoga bi mogle da izazovu značajna pomeranja kako apsolutnih cena električne energije, tako i regionalnih cenovnih razlika.
