Dan unapred tržišta električne energije jugoistočne Evrope otvorila su nedelju snažnim promenama cena tokom radnog dana, ali rast nije bio ravnomerno raspoređen. HUPX je povećao cenu za 44,90 evra/MWh, na 125,90 evra/MWh, dok je Slovenija bila na gotovo identičnom nivou od 126,01 evra/MWh. Cene u Rumuniji, Bugarskoj i Grčkoj kretale su se oko 110–114 evra/MWh, dok su Srbija, Crna Gora i Albanija ostale značajno jeftinije.
Dobijena cenovna mapa ukazuje na ponovnu fragmentaciju tržišta, a ne na regionalni nedostatak električne energije. Mađarska je trgovala 28,37 evra/MWh iznad Srbije, 30,66 evra/MWh iznad Crne Gore i 41,62 evra/MWh iznad Albanije. Razlika između mađarskog i grčkog tržišta dostigla je 15,74 evra/MWh, dok je Slovenija trgovala gotovo potpuno usklađeno sa HUPX-om.
Cena na srpskom tržištu SEEPEX povećana je za 24,90 evra/MWh, na 97,53 evra/MWh, što predstavlja značajan oporavak tokom radnog dana, ali je i dalje među najnižim nivoima u regionu. Crna Gora kretala se u suprotnom smeru, sa padom od 6,30 evra/MWh, na 95,24 evra/MWh, dok je Albanija blago smanjila cenu na regionalni minimum od 84,28 evra/MWh. Severna Makedonija povećala je cenu na 104,73 evra/MWh.
Rumunija je završila trgovanje na 114,46 evra/MWh, Bugarska na 110,26 evra/MWh, a Grčka na 110,16 evra/MWh. Veoma mala razlika od svega 0,10 evra/MWh između Bugarske i Grčke pokazuje efikasnu cenovnu konvergenciju južnog dela povezane bugarsko-grčke zone, iako su oba tržišta ostala više od 15 evra/MWh ispod Mađarske.
Najveći spoljni cenovni signal stigao je iz Italije, gde je prosečna cena električne energije dan unapred dostigla 152,11 evra/MWh. Italija je zbog toga trgovala sa premijom od 26,21 evra/MWh u odnosu na HUPX, 41,85 evra/MWh u odnosu na Bugarsku i više od 54 evra/MWh u odnosu na Srbiju. Nemačka je završila na 119,11 evra/MWh, što je HUPX-u donelo premiju od 6,79 evra/MWh, dok je Austrija dostigla 128,93 evra/MWh, odnosno bila samo 3,03 evra/MWh iznad Mađarske.
Povratak potražnje tokom ponedeljka bio je snažan. Prognozirana regionalna potrošnja povećana je za 3.957 MW, odnosno približno 14,3 odsto, na prosečnih 31.616 MW. Ipak, neto uvoz je smanjen za 832 MW, na svega 959 MW. Naizgled suprotnost objašnjava značajno poboljšanje proizvodnje iz obnovljivih izvora energije.
Prognozirana proizvodnja iz solarnih elektrana povećana je za 2.598 MW, na 7.894 MW, dok je proizvodnja iz vetroelektrana porasla za 1.089 MW, na 2.168 MW. Ukupna proizvodnja iz sunca i vetra dostigla je 10.062 MW, što predstavlja rast od 3.687 MW. Rast proizvodnje iz obnovljivih izvora pokrio je približno 93 odsto ukupnog povećanja potrošnje između nedelje i ponedeljka.
Sama solarna proizvodnja odgovarala je za oko 25 odsto prosečne regionalne potrošnje, dok su solarna i vetroenergija zajedno činile gotovo 32 odsto potrošnje. Neto uvoz pokrivao je samo oko 3 odsto potrošnje, u poređenju sa približno 6,5 odsto tokom nedelje. Procena potrebne domaće proizvodnje iznosila je oko 30,66 GW.
To objašnjava kako je region mogao da podnese gotovo 4 GW povećanja potrošnje bez potrebe za dodatnim ukupnim uvozom. Međutim, to samo po sebi ne objašnjava snažan rast cena u Mađarskoj. Razdvajanje cena pokazuje da raspoloživost proizvodnje nije bila geografski usklađena sa potražnjom i kapacitetima prenosa.
Uvoz iz Austrije i Slovačke prema mađarsko-slovenačkoj zoni i širem regionu jugoistočne Evrope smanjen je za 905 MW, na 2.027 MW. Istovremeno, region je nastavio da šalje oko 1.181 MW prema Italiji. Mađarska je zato ostala izložena zategnutijem balansu u severnoj i centralnoj Evropi, dok je jeftinija proizvodnja bila koncentrisana južnije i istočnije.
Bilansi električne energije po državama potvrđuju ovu sliku. Mađarska je bila neto uvoznik sa približno 1.042 MW, dok su Hrvatska uvozila 839 MW, Srbija 445 MW, a Rumunija 314 MW. Bugarska je bila glavni regionalni izvoznik sa približno 1.275 MW, dok je Grčka izvozila oko 380 MW.
Izvozna pozicija Bugarske posebno je značajna. Sedmodnevni proseci komercijalnih tokova pokazuju isporuke Bugarske od približno 475 MW prema Rumuniji, 269 MW prema Srbiji i 335 MW prema Grčkoj tokom baznih sati. Izvoz Bugarske prema Grčkoj smanjio se na oko 80 MW tokom vršnih sati, što pokazuje da južno tržište postaje znatno zategnutije sa rastom večernje potrošnje.
Srbija je ostala zavisna od više okolnih elektroenergetskih sistema. Prosečni tokovi uključivali su isporuke iz Bugarske, Bosne i Hercegovine, Mađarske i Severne Makedonije, posebno tokom vršnih sati. Ipak, SEEPEX je ostao 12,63 evra/MWh ispod Bugarske i 28,37 evra/MWh ispod Mađarske. Razlika ukazuje da su raspoloživi prekogranični kapaciteti, nominacije na granicama i struktura komercijalnih tokova sprečili da srpska cena u potpunosti prati troškove uvoza iz susednih zemalja.
Hrvatska je svoj zahtev za neto uvozom od 839 MW pokrila značajnim tokovima iz Mađarske i Slovenije. Sedmodnevni proseci pokazali su isporuke iz Mađarske prema Hrvatskoj od oko 571 MW u baznom režimu i 709 MW tokom vršnih sati, uz tokove iz Slovenije od približno 550 MW i 503 MW. Hrvatska je ipak završila trgovanje na 119,72 evra/MWh, ispod Mađarske i Slovenije, zahvaljujući kombinovanom uticaju uvoza, domaće proizvodnje i različitih struktura satnih cena.
Satne krive pokazuju izraženu dvodelnu strukturu trgovinskog dana. Cene u Mađarskoj ostale su oko ili iznad 120 evra/MWh tokom ranih sati, rasle tokom jutarnjeg perioda povećanja potrošnje, a zatim pale na približno 65–75 evra/MWh tokom perioda visoke solarne proizvodnje u podne. Nakon toga usledio je snažan rast iznad 150 evra/MWh, dok je večernji vrh dostizao gotovo 180 evra/MWh.
Rumunija i Slovenija imale su slične obrasce kretanja. Grčka je zabeležila izraženiji pad cena tokom kasnog jutra, nakon čega je usledio snažan popodnevni oporavak. Za razliku od prethodne nedelje, kada su pojedina tržišta beležila nulte ili gotovo nulte cene tokom perioda solarne proizvodnje, veća industrijska i komercijalna potražnja u ponedeljak održala je minimalne dnevne cene iznad nule.
Najveća tržišna prilika zato se pomerila sa jednostavne trgovine baznom energijom između tržišta ka upravljanju dnevnim profilom proizvodnje. Razlika između podnevnog minimuma i večernjeg maksimuma bila je blizu ili iznad 100 evra/MWh na više tržišta. Takvi uslovi i dalje snažno podržavaju razvoj baterijskih sistema za skladištenje energije, fleksibilnih hidroelektrana, upravljanja potrošnjom i proizvodnih kapaciteta koji mogu da pomere isporuku u period večernjeg rasta potražnje.
Dnevni rast cena nije bio praćen paralelnim povećanjem cena goriva ili ugljenika. Cena gasa na austrijskom CEGH tržištu ostala je nepromenjena na 49,72 evra/MWh, grčki gas je pojeftinio na 43,55 evra/MWh, dok su emisijske jedinice EU ostale blizu 79,20 evra/tCO₂. Terminski ugovori za gas u 2026. godini pali su za 1 evro/MWh, na 50 evra/MWh, dok je ugalj za 2026. godinu pojeftinio za 4,50 dolara po toni, na 114 dolara po toni.
Terminska cena električne energije u Mađarskoj takođe je oslabila. Ugovor za 29. nedelju pao je za 6 evra/MWh, na 131 evro/MWh, za 30. nedelju smanjen je za 4,50 evra/MWh, na 128 evra/MWh, dok je prosečni ugovor za 2026. godinu oslabio na 131,50 evra/MWh. Premija Mađarske u odnosu na Nemačku smanjila se na 13 evra/MWh za 29. nedelju i 21,50 evra/MWh za 30. nedelju.
Kombinacija snažnog rasta dnevnih cena i slabijih terminskih ugovora pokazuje da je ponedeljak bio posledica kalendarskih faktora, profila potrošnje i ograničenja prenosa, a ne početak šireg rasta izazvanog cenama goriva. Regionalni balans proizvodnje ostaje relativno stabilan: protok Dunava iznosio je približno 5.346 kubnih metara u sekundi, blizu dugoročnog sezonskog proseka, dok je dostupnost obnovljive energije bila visoka.
Za Srbiju i Crnu Goru trenutni tržišni signal relativno je povoljan za kupce, ali predstavlja veći izazov za proizvođače iz obnovljivih izvora koji nemaju ugovorenu zaštitu od cenovnih promena. Njihove niže cene u odnosu na Mađarsku i Italiju smanjuju troškove domaće nabavke, ali ograničavaju vrednost za proizvođače koji nemaju pristup prekograničnim kapacitetima, fleksibilnosti skladištenja ili izvoznom modelu prodaje električne energije.
Raspon cena od 84 do 98 evra/MWh u Albaniji, Crnoj Gori i Srbiji, u poređenju sa 126 evra/MWh u Mađarskoj i 152 evra/MWh u Italiji, stavlja pristup interkonekcijama i fleksibilnost upravljanja satnom proizvodnjom u centar buduće tržišne vrednosti u regionu.
