Trgovanje električnom energijom na nedeljnom nivou u Mađarskoj i širem regionu JIE u nedelji WK15 2026. značajno je oslabilo, pri čemu je tržište bilo manje pod uticajem pritiska goriva, a više pod snažnim sezonskim padom potrošnje, visokim solarnim proizvodnim kapacitetima i efektima praznika. Ključni pomeraj dogodio se na tržištu HUPX bazne energije, gde je cena pala na 92,19 €/MWh, što je pad od 21,0 €/MWh u odnosu na prethodnu nedelju, dok se HU–DE spread suzio na 19,71 €/MWh sa 36,64 €/MWh. Istovremeno, CEGH gas je oslabio na 49,28 €/MWh, dok su EUA kvote ostale uglavnom stabilne na 72,10 €/t, čime je delimično uklonjen troškovni pritisak termoelektrana koji je ranije podržavao regionalne cene.
Ono što se posebno ističe jeste da ovo nije bio samo pad vođen gorivima. Prosečno opterećenje sistema u regionu palo je na 29.084 MW, što je smanjenje od 4.260 MW u odnosu na prethodnu nedelju i najniži nivo od septembra, pod uticajem pravoslavnog Uskrsa, blažih temperatura i pojačane proizvodnje prozjumera. U takvoj slaboj potrošačkoj osnovi, solarna proizvodnja je snažno porasla na vršnih 8.542 MW, što je +2.030 MW nedeljno i 1.951 MW više nego u istom periodu prošle godine. Ta kombinacija je snažno pritisnula cene u solarnim satima i dovela do izraženije intradnevne slabosti, uključujući 22 sata sa negativnim cenama na HUPX-u, dvostruko više nego prethodne nedelje. Izveštaj navodi da su prosečne HUPX cene u satima 14 i 15 postale negativne, što ukazuje da višak ponude u podne više nije povremena pojava, već strukturna karakteristika prolećne „shoulder“ sezone.
Vetrovna proizvodnja je imala suprotan tok. Regionalna proizvodnja vetra pala je na 1.903 MW, što je pad od 1.704 MW u odnosu na prethodnu nedelju i drugi najniži nivo u godini, oko 23% ispod sezonskog proseka. U normalno uravnoteženom tržištu to bi podržalo više večernje cene, ali ovog puta pad potrošnje i skok solarne proizvodnje potpuno su nadjačali taj efekat. Drugim rečima, tržište je apsorbovalo veliki pad vetra bez proporcionalnog rasta cena, jer su slaba potrošnja i solarni „cannibalization“ efekat imali jači uticaj. To je važan trgovački signal: slaba proizvodnja vetra više nije automatski bikovski faktor osim ako se ne poklopi sa jačom potrošnjom ili slabijim solarnim outputom.
Termo proizvodnja je takođe značajno smanjena. Proizvodnja iz uglja pala je na 4.375 MW, što je -1.378 MW nedeljno, dok je gasna proizvodnja smanjena na 3.220 MW, odnosno -839 MW. Izveštaj ovo povezuje sa nižom potrošnjom, slabijom profitabilnošću jedinica i planskim održavanjima. Ekonomika clean spark spread-a dodatno se pogoršala uprkos nižim cenama gasa, jer su cene električne energije padale brže od gasa. To je važno za front-week i balansne pretpostavke: termoelektrane sve više postaju rezidualni, a ne cenovni formatori tokom dnevnih sati, posebno kada je solar visok, a potrošnja slaba. Večernji periodi deficita i dalje postoje, ali je njihova cenovna moć sada smanjena kada je ostatak dana strukturno u višku ponude.
Prekogranični spreadovi su se takođe smanjili. Iako je HUPX ostao iznad Nemačke u 127 sati, prosečni satni spread se značajno suzio, posebno u solarnim satima. Izveštaj ističe da je HU–DE spread u ključnom H21 satu pao na prosečno 34 €/MWh, sa 59 €/MWh nedelju ranije. Istovremeno, AT–DE spread je naglo pao, dok je PL–DE spread bio na najnižem nivou u poslednje tri nedelje, što je dodatno ublažilo premiju Mađarske. Uprkos određenom poboljšanju DE–HU MaxExchange kapaciteta, mrežni uslovi su i dalje nepovoljni zbog održavanja, pa je sužavanje spreadova više posledica fundamentalnih tržišnih kretanja nego poboljšanja prenosa.
Na regionalnom nivou, uvozno-izvozni bilans se poboljšao, ali nije u potpunosti normalizovan. SEE blok je ostao neto uvoznik sa -1.172 MW, ali je to poboljšanje od 744 MW u odnosu na prethodnu nedelju. Bugarska i Rumunija su se značajno popravile, dok je Srbija ostala jedna od slabijih tačaka, sa pozicijom koja je najniža od decembra 2024. Mađarska je takođe poboljšala bilans, a Bugarska je zabeležila najbolji rezultat od jula prošle godine. Sa trgovačke strane, to znači da se regionalna ravnoteža popustila, ali ne ravnomerno – pojedina tržišta i dalje imaju strukturnu napetost, posebno tamo gde hidro ili ugalj nisu ispunili očekivanja.
Važan detalj iz izveštaja je da su uvoz iz CORE regiona opao u solarnim satima, ali je ukupni tok iz CORE i dalje bio drugi najviši od januara. Istovremeno, tokovi ka Ukrajini i Moldaviji su porasli, ali su ostali relativno niski u poređenju sa prethodnim periodima. To je važno jer takvi tokovi mogu povećati zagušenja ili primorati aktivaciju skupljih regionalnih jedinica, posebno u večernjim satima. Međutim, tokom WK15 oni nisu bili dovoljno jaki da spreče širi pad cena.
Cene po zemljama pokazale su opšti pad i konvergenciju. U WK15, prosečna bazna cena iznosila je 88,01 €/MWh u Rumuniji, 91,35 €/MWh u Srbiji, 86,02 €/MWh u Bugarskoj, 84,69 €/MWh u Grčkoj i 120,56 €/MWh u Severnoj Italiji. Mađarska je ostala iznad većine SEE tržišta, ali i dalje ispod Severne Italije za 28,4 €/MWh, pri čemu se italijanska premija najviše smanjila u solarnim satima. To potvrđuje da Italija i dalje predstavlja cenovni „anchor“ za južni kompleks, ali da je dnevni solarni višak trenutno slabi.
Najvažniji trgovački zaključak je da je tržište sada podeljeno u dva režima. Dnevne cene su sve više pod uticajem viška solarne proizvodnje, smanjene vidljive potrošnje i rizika negativnih cena, dok su večernje cene i dalje podržane slabijom proizvodnjom vetra, ograničenim fleksibilnim termo kapacitetima i i dalje ograničenim prekograničnim prenosom. To stvara ravniju nedeljnu prosečnu cenu, ali znatno veću intradnevnu volatilnost. Za trgovce, to favorizuje strategije zasnovane na slabosti u solarnim satima naspram večernje čvrstoće, a ne jednostavan smerni (bullish/bearish) pogled na nedeljni nivo.
U zbiru, WK15 je bila medveđa nedelja za baznu energiju, ali ne zato što je sistem postao fundamentalno stabilniji. Cene su pale jer je potrošnja pala brže od prilagođavanja ponude, i jer je solarna proizvodnja više nego nadomestila pad vetra u najcenovno osetljivijim satima. Sve dok gas ostane oko 49 €/MWh, CO₂ stabilan, a potrošnja u prazničnom ili prelaznom sezonskom režimu slaba, HU + SEE kompleks će verovatno nastaviti da beleži slabije dnevne cene. Glavni rizik za taj obrazac bio bi oporavak potrošnje, jače pogoršanje prenosnih kapaciteta ili nedelja u kojoj nizak vetar bude praćen slabijim solarnim, a ne jačim solarnim outputom.
