Cene električne energije na day-ahead tržištima jugoistočne Evrope snažno su porasle za isporuku u ponedeljak, pri čemu su Mađarska i severni Balkan dostigli nivoe blizu 180 evra/MWh, nakon oporavka potražnje posle vikenda i pada proizvodnje iz vetra, što je dodatno zateglo regionalni bilans ponude i potražnje.
Na mađarskom tržištu HUPX zabeležena je najviša cena u regionu od 183,86 evra/MWh, što je 45,9 evra/MWh više nego u nedelju. Slovenija je sledila sa 181,48 evra/MWh, Austrija sa 181,46 evra/MWh, Hrvatska sa 180,63 evra/MWh i Italija sa 179,30 evra/MWh. Rumunija je dostigla 172,58 evra/MWh, dok je Bugarska zabeležila 169,90 evra/MWh.
Na jugu regiona cene su ostale niže. Grčka je zabeležila 153,42 evra/MWh, Albanija 144,33 evra/MWh, Severna Makedonija 151,23 evra/MWh i Crna Gora 168,22 evra/MWh. Srbija je ostala najjeftinije tržište u regionu sa 128,19 evra/MWh.
Rast cena bio je široko rasprostranjen. Cene u Grčkoj porasle su za 48,4 evra/MWh u odnosu na prethodni dan, Severna Makedonija zabeležila je rast od 48,3 evra/MWh, a Srbija od 46,0 evra/MWh. Mađarska, Slovenija, Bugarska i Hrvatska takođe su zabeležile povećanja u rasponu od 42,9 do 45,9 evra/MWh.
Oštar rast odražavao je značajno zategnutiji regionalni fizički bilans nakon perioda niže potrošnje tokom nedelje. Kombinovana potrošnja električne energije u Mađarskoj i jugoistočnoj Evropi porasla je na 30.974 MW, što je povećanje od 4.206 MW u odnosu na prethodni dan.
Istovremeno, region je prešao sa male neto izvozne pozicije od 240 MW u nedelju na neto uvoz od 1.107 MW za isporuku u ponedeljak. Uvoz iz centralnoevropskog tržišta preko Austrije i Slovačke povećan je na 1.405 MW, odnosno za oko 402 MW u odnosu na prethodni dan.
Raspoloživost obnovljivih izvora bila je neujednačena. Proizvodnja iz vetra naglo je pala na 2.210 MW sa 3.227 MW, čime je sa tržišta uklonjeno više od 1 GW relativno jeftine proizvodnje. Hidroproizvodnja je takođe smanjena, na 4.082 MW sa 4.355 MW.
Solarna proizvodnja povećana je za oko 515 MW, na 6.830 MW, ali dodatna fotonaponska proizvodnja nije bila dovoljna da nadoknadi snažniju potražnju i pad proizvodnje iz vetra i hidroelektrana. Proizvodnja iz termoelektrana na ugalj porasla je na 6.154 MW, dok je proizvodnja iz gasnih elektrana povećana na 4.391 MW, što ukazuje na veće oslanjanje na termalne kapacitete.
Zatezanje tržišnog bilansa posebno je bilo vidljivo na mađarskoj day-ahead krivoj cena. Bazna cena na HUPX-u porasla je na 183,9 evra/MWh sa 137,9 evra/MWh u nedelju, dok je cena peak proizvoda skočila na 181,4 evra/MWh sa 101,6 evra/MWh.
Minimalna satna cena zabeležila je još snažniji rast, dostigavši 142,3 evra/MWh, u poređenju sa svega 27,3 evra/MWh dan ranije. Maksimalna cena porasla je umerenije, na 226,1 evra/MWh sa 206,5 evra/MWh.
Ovakva struktura cena ukazuje da je rast u ponedeljak bio manje posledica izolovanog manjka ponude u večernjim satima, a više rezultat širokog rasta cena tokom celog perioda isporuke, uključujući sate koji su prethodno beležili znatno niže nivoe.
Tržišta severnog dela jugoistočne Evrope ostala su tesno povezana sa Mađarskom. Slovenija je dostigla 181,5 evra/MWh, Hrvatska 180,6 evra/MWh, a Austrija 181,5 evra/MWh, dok su minimalne cene na tim tržištima bile grupisane oko 140-142 evra/MWh.
Konvergencija ukazuje na čvrsto povezanu cenovnu zonu Mađarske, Slovenije, Hrvatske i Austrije, dok su prema južnom Balkanu ostale znatno veće razlike. Mađarska je trgovala oko 11 evra/MWh iznad Rumunije, 14 evra/MWh iznad Bugarske, 30 evra/MWh iznad Grčke i gotovo 56 evra/MWh iznad Srbije.
Srbija je ostala tržište sa najvećim regionalnim diskontom, uprkos snažnom dnevnom rastu cena. SEEPEX je zabeležio prosečnu cenu od 128,2 evra/MWh, uz prosečnu peak cenu od 120,6 evra/MWh, minimalnu satnu cenu od 62 evra/MWh i maksimalnu od 240 evra/MWh.
Velika razlika između Srbije i Mađarske i dalje ukazuje na zagušenja i ograničen kapacitet prenosa ka severu, a ne na potpuno integrisan odgovor cena širom regiona.
Grčka je takođe ostala strukturno jeftinija od severnih tržišta. HENEX je zabeležio prosečnu cenu od 153,4 evra/MWh, uz minimalnu satnu cenu od svega 28,4 evra/MWh, uprkos prosečnoj off-peak ceni od 183,1 evra/MWh. Bugarska je, s druge strane, bila znatno skuplja sa 169,9 evra/MWh, uz minimalnu cenu od 122,5 evra/MWh.
Prekogranični tokovi odražavali su promenu regionalne strukture cena. HU+SEE region prešao je na neto uvoz od 1.107 MW, dok je izvoz ka Italiji naglo pao na 281 MW sa 1.364 MW u nedelju. Uvoz iz centralne Evrope preko Austrije i Slovačke povećan je na 1.405 MW.
Pad izvoza ka Italiji poklopio se sa snažnom konvergencijom cena između Italije i severnog dela SEE regiona. Nacionalna day-ahead cena u Italiji iznosila je 179,3 evra/MWh, svega oko 4,6 evra/MWh manje nego u Mađarskoj, dok je italijanska peak cena bila oko 169,7 evra/MWh.
Terminska tržišta gasa i emisija bila su relativno stabilna i nisu pružila značajno objašnjenje za intenzitet rasta spot cena. Gas na CEGH-u kotirao je oko 62,18 evra/MWh, dok su EUA emisijske dozvole bile oko 81,79 evra po toni.
Mađarska nedeljna cena električne energije za Week 34 procenjena je na 156,50 evra/MWh, za Week 35 na 160,50 evra/MWh, septembarski ugovor na 161,50 evra/MWh, a Calendar 2026 na 126,50 evra/MWh. Day-ahead cena na HUPX-u stoga je bila više od 22 evra/MWh iznad septembarskog ugovora, što pokazuje da je trenutna premija koncentrisana na kratkoročnom fizičkom tržištu, a ne u potpunosti odražena na terminskoj krivoj.
Regionalno tržište ostaje posebno osetljivo na raspoloživost vetra i potražnju tokom radnih dana. Trgovanje za ponedeljak kombinovalo je rast potrošnje od 4,2 GW sa padom proizvodnje iz vetra od više od 1 GW, dok je hidroproizvodnja takođe oslabila.
Ta kombinacija vratila je HU+SEE sistem u zavisnost od uvoza i podigla širu cenovnu strukturu severnog dela jugoistočne Evrope.
Ključna karakteristika tržišta u narednim danima biće produbljivanje razlike između severnog klastera oko 180 evra/MWh, koji čine Mađarska, Slovenija, Hrvatska i Austrija, i znatno jeftinijih tržišta Srbije, Albanije, Severne Makedonije i Grčke.
Sa dnevnim minimumom na HUPX-u koji je već iznad 140 evra/MWh, tržište pokazuje znake široke nestašice ponude duž čitave krive potražnje, a ne samo tokom večernjeg vršnog opterećenja.
