Mađarske, rumunske i centralno-jugoistočnoevropske day-ahead cene električne energije naglo su pale za isporuku 14. avgusta, pošto je snažnija solarna proizvodnja nadmašila uglavnom stabilnu potrošnju. Grčka je ostala najjeftinije tržište, dok je trajna premija na italijanskom tržištu nastavila da podržava regionalni izvoz.
Day-ahead cene električne energije pale su na većini tržišta jugoistočne Evrope za isporuku 14. avgusta 2026. godine, usled značajnog povećanja prognozirane solarne proizvodnje, dok je regionalna potrošnja ostala uglavnom nepromenjena. Uprkos nižim baznim cenama, satne krive i dalje su pokazivale zategnutost tokom večernjih sati i izuzetno široke intradnevne raspone.
Bazna cena na mađarskom HUPX-u pala je za 19,90 evra na 143,76 evra/MWh. Rumunija je zabeležila pad od 20,60 evra na 142,91 evra/MWh, Slovenija od 21,50 evra na 144,19 evra/MWh, a Hrvatska od 20,90 evra na 143,95 evra/MWh.
Ova četiri tržišta ostala su tesno povezana, sa razlikom od svega 1,28 evra/MWh između najviše i najniže cene. Austrija je, sa 143,25 evra/MWh, takođe ostala blizu ovog regionalnog klastera.
Srbija je zabeležila najveći apsolutni pad, od 22,50 evra, na 134,72 evra/MWh. Bugarska je ostvarila cenu od 125,33 evra/MWh, nakon pada od 13 evra, dok je Albanija pala za 11,30 evra na 135,33 evra/MWh.
Grčka je ostala najjeftinije tržište u regionu sa 96,98 evra/MWh, uprkos rastu od 1,20 evra tokom dana. Grčka cena bila je 46,78 evra/MWh niža od HUPX-a. Na suprotnoj strani, Crna Gora je poskupela za 9,50 evra na 151,51 evra/MWh, dok je Italija ostala najskuplje veliko tržište sa 174,55 evra/MWh.
Solar menja strukturu tržišta
Prognozirana regionalna potrošnja električne energije iznosila je 31.835 MW, svega 54 MW više nego prethodnog dana. Uslovi na strani ponude promenili su se znatno više, pri čemu je prognozirana solarna proizvodnja porasla za 1.916 MW, dok je proizvodnja iz vetra pala za 531 MW. Ukupna raspoloživost solarne i vetroenergije tako je povećana za približno 1.385 MW.
Rast solarne proizvodnje snažno je oborio cene tokom sredine dana. U Mađarskoj je minimalna satna cena pala na 29,60 evra/MWh u H12, dok je dnevni maksimum dostigao 261,70 evra/MWh u H21. Time je ostvaren intradnevni raspon od 232,10 evra/MWh.
Prosečna cena u vršnom periodu na HUPX-u iznosila je svega 111,40 evra/MWh, znatno manje od 176,10 evra/MWh u periodu van vršnog opterećenja. Ovaj neuobičajeni odnos odražava slabe cene tokom solarnih dnevnih sati i znatno snažnije cene tokom večernjeg rampa.
Obrazac je bio još izraženiji u Grčkoj. HEnEx je u H12 dostigao nultu cenu, dok je prosečna cena u vršnom bloku pala na 46,50 evra/MWh. Cene su se kasnije oporavile i dostigle maksimum od 161,40 evra/MWh u H20.
Italijansko tržište imalo je znatno čvršću cenovnu strukturu. Nacionalna cena ostala je iznad 130 evra/MWh čak i na dnevnom minimumu, dok je u H21 dostigla 254,70 evra/MWh. Trajna italijanska premija nastavila je da stvara ekonomski podsticaj za izvoz električne energije iz jugoistočne Evrope prema Italiji.
Regionalni izvoz raste
Sistem jugoistočne Evrope i Mađarske bio je prosečno neto izvoznik približno 471 MW, što predstavlja povećanje od 281 MW u odnosu na prethodni dan. Tokovi prema Italiji dostigli su oko 1.261 MW, u skladu sa činjenicom da je italijanska cena bila 30,79 evra/MWh viša od mađarske.
Istovremeno, prosečan uvoz iz Austrije i Slovačke prema Mađarskoj i Sloveniji iznosio je 894 MW, što je za 151 MW manje nego prethodnog dana.
Potrošnja u Grčkoj pala je za 458 MW usled pada temperature od 1,6°C, dodatno podržavajući višak električne energije i niske cene u zemlji. Grčka je takođe postala značajniji regionalni izvoznik, podržana rastom proizvodnje iz obnovljivih izvora i nižom domaćom potrošnjom tokom povoljnih vremenskih uslova.
Prompt terminski ugovori slabe
Pad day-ahead cena proširio se i na mađarske prompt ugovore za električnu energiju. Cena za 34. nedelju pala je za 4 evra na 156,50 evra/MWh, za 35. nedelju za 3,50 evra na 157 evra/MWh, dok je septembar pojeftinio za 1,50 evra na 161 evro/MWh.
Mađarske terminske cene ipak su zadržale značajnu premiju u odnosu na Nemačku. HU-DE spread iznosio je 25,50 evra/MWh za 34. nedelju, 27,50 evra/MWh za 35. nedelju i 26,50 evra/MWh za septembar, iako su se sva tri prompt spreada tokom sesije smanjila.
Tržišta gasa i emisija pružila su mešovite signale. Cena gasa na CEGH-u pala je za 1,20 evra na 60,73 evra/MWh, dok su EU emisione dozvole poskupele za 0,80 evra na 82,74 evra po toni. Septembarski gas porastao je za 1,50 evra na 61,50 evra/MWh. Kombinacija nižih prompt cena električne energije i viših kratkoročnih cena gasa mogla bi da pritisne marže termoelektrana van najskupljih večernjih sati.
Raspoloživost nuklearnih kapaciteta ostaje glavni rizik rasta cena
Neposredan tržišni signal ostaje medveđi tokom perioda snažne solarne proizvodnje, ali značajni rizici na strani ponude i dalje ograničavaju prostor za dalji pad cena.
Oba reaktora nuklearne elektrane Černavoda u Rumuniji bila su van funkcije, čime je uklonjeno približno 1.360 MW kapaciteta, koji uobičajeno pokriva gotovo petinu rumunske potrošnje električne energije. Rumunija je zatražila regionalnu podršku i nastoji da zadrži gotovo 900 MW kapaciteta na ugalj i nakon planiranog datuma njihovog povlačenja iz pogona.
Nizak vodostaj Dunava predstavlja rizik i za nuklearnu elektranu Pakš u Mađarskoj. Započeti su radovi na vanrednim merama za očuvanje dostupnosti rashladne vode, što ukazuje na ranjivost nuklearne proizvodnje usled dugotrajnih sušnih uslova.
Za trgovce stoga najvažniji signal nije samo pad baznih cena, već povećana satna volatilnost. Solarni kapaciteti obaraju cene tokom sredine dana, dok večernja nestašica i dalje proizvodi nagle skokove. Potražnja za izvozom prema Italiji, raspoloživost nuklearnih kapaciteta i stanje Dunava ostaće glavni faktori koji mogu da zategnu tržište i preokrenu trenutni medveđi trend prompt cena.
