Tržište električne energije u Jugoistočnoj Evropi otvorilo je nedelju širokim i neuobičajeno oštrim revidiranjem cena. Bazne cene na tržištu za dan unapred porasle su za između 36 i 44 €/MWh na većini regionalnih berzi, pošto se potrošnja tokom radne nedelje oporavila, neto uvoz smanjio, a tržište ponovo izgradilo večerniju premiju oskudice koja je gotovo nestala tokom nedeljne sesije sa niskom potrošnjom.
HUPX je zaključio na 127,61 €/MWh, što predstavlja rast od 41,70 €/MWh, dok je SEEPEX dostigao 131,27 €/MWh, najvišu cenu među glavnim tržištima jugoistočne Evrope i 43,90 €/MWh više nego u nedelju. Rumunija je zaključila na 126,66 €/MWh, Hrvatska na 126,74 €/MWh, Slovenija na 127,36 €/MWh, Albanija na 126,02 €/MWh, dok su Bugarska i Grčka zabeležile po 124,88 €/MWh.
Crna Gora i Severna Makedonija ostale su na dnu regionalnog raspona. BELEN je zaključio na 121,00 €/MWh, dok je MEMO dostigao 122,97 €/MWh. Čak su i ova tržišta sa nižim cenama zabeležila rast od 36,20 €/MWh, odnosno 38,00 €/MWh.
Rezultat je doneo značajnu konvergenciju baznih cena na centralnim i istočnoevropskim tržištima jugoistočne Evrope, ali nije uklonio strukturne cenovne granice na krajnjim tačkama regiona. Nemačka je ostala znatno ispod SEE regiona sa 103,16 €/MWh, ostavljajući mađarsko-nemački raspon na 24,44 €/MWh. Nacionalna cena u Italiji dostigla je 172,56 €/MWh, što je predstavljalo premiju od 44,95 €/MWh u odnosu na Mađarsku, 47,68 €/MWh prema Grčkoj i 51,56 €/MWh prema Crnoj Gori.
Solarna kompresija ustupa mesto večernjoj oskudici
Regionalni proseci baznih cena prikrivaju izraženu unutardnevnu podelu. Solarni proizvodni profil spustio je cene na većini povezanih tržišta na minimum između H10 i H14, dok se maksimum pomerio na H20–H22, kada je fotonaponska proizvodnja uglavnom nestala, a termalna, hidro i uvozna fleksibilnost postala vrednija.
Na HUPX-u je minimalna cena iznosila 43,10 €/MWh u H14, nakon čega je usledio maksimum od 194,70 €/MWh u H22. Dnevni raspon od 151,60 €/MWh bio je značajniji od samog rasta bazne cene. Prijavljeni prosečni vršni blok u Mađarskoj iznosio je samo 97,90 €/MWh, dok je vanvršni blok dostigao 157,30 €/MWh, jer je obuhvatio skuplje kasnovečernje sate.
Grčka i Bugarska imale su gotovo identične profile, sa padom na 42,60 €/MWh i rastom do 190,30 €/MWh. Rumunija se kretala između 42,40 €/MWh i 190,60 €/MWh, dok je Slovenija zabeležila raspon od 47,90 do 186,80 €/MWh.
Srbija je bila strukturno zategnutija. SEEPEX se nije spuštao ispod 80,10 €/MWh, gotovo dvostruko više od minimuma u Mađarskoj, Rumuniji i Bugarskoj, dok je u H21 dostigao 210,00 €/MWh. Prosečna cena srpskog vršnog bloka od 116,80 €/MWh bila je 18,90 €/MWh iznad HUPX-a, iako je vanvršni prosek od 145,80 €/MWh bio 11,50 €/MWh ispod Mađarske. Ovaj obrnuti odnos pokazuje da je srpska premija bila koncentrisana u dnevnom i večernjem periodu balansiranja, a ne ravnomerno raspoređena tokom celog dana.
Severna Makedonija zabeležila je raspon od 56,00 do 207,70 €/MWh, Albanija od 63,50 do 213,00 €/MWh, a Crna Gora od 52,10 do 179,00 €/MWh. Italija je ostala skupa čak i tokom solarnog minimuma: nacionalna minimalna cena iznosila je 147,20 €/MWh, dok je maksimum dostigao 213,80 €/MWh. Njeni znatno uži unutardnevni rasponi od 66,60 €/MWh odražavali su uporno visok termalni cenovni pod.
Ovi rasponi stvorili su snažan teorijski signal za skladištenje energije. Bruto raspon između minimuma i maksimuma na HUPX-u dostigao je 151,60 €/MWh, u poređenju sa 147,70 €/MWh u Grčkoj i Bugarskoj, 151,70 €/MWh u Severnoj Makedoniji i 129,90 €/MWh u Srbiji. Stvarni prihodi baterija bili bi niži nakon gubitaka pri ciklusu punjenja i pražnjenja, naknada za trgovanje, degradacije i nesavršenog upravljanja, ali je oblik cene jasno nagrađivao punjenje tokom podneva i pražnjenje u večernjim satima.
Radna nedelja povećava potrošnju, dok zavisnost od uvoza opada
Ukupna potrošnja u Mađarskoj i SEE regionu povećala se sa 30.910 MW na 33.502 MW, što predstavlja dnevni rast od 2.592 MW, odnosno 8,4%. Rast je prvenstveno bio posledica početka radne nedelje, uz dodatni doprinos snažnijoj potrošnji na istočnim i južnim tržištima.
Bugarska je zabeležila najveći proporcionalni rast, sa povećanjem potrošnje od 807 MW, odnosno 23,6%, na 4.232 MW. Rumunija je dodala 720 MW i dostigla 5.926 MW, dok je Grčka povećala potrošnju za 896 MW, odnosno 12,5%, na 8.070 MW. Veću potrošnju zabeležile su i Hrvatska, Slovenija, Albanija i Kosovo.
Potrošnja u Mađarskoj kretala se u suprotnom smeru i smanjila se za približno 175 MW, na 4.219 MW, dok je potrošnja u Srbiji pala za 130 MW, na 3.441 MW. Ova smanjenja ublažila su rast opterećenja u severnim i centralnim delovima sistema, ali nisu sprečila regionalnu revalorizaciju cena.
Ukupna proizvodnja porasla je sa 28.312 MW na 31.465 MW, što predstavlja rast od 3.153 MW, odnosno 11,1%. Proizvodnja je stoga rasla brže od potrošnje, omogućavajući da se neto regionalni uvoz smanji sa 2.598 MW na 2.037 MW. Uvoz je pokrivao približno 6,1% ukupne potrošnje, u poređenju sa 8,4% u nedelju.
Očekivalo se da će solarna proizvodnja iznositi 8.518 MW, što je 2.532 MW više, dok je proizvodnja iz vetra trebalo da se smanji za 290 MW, na 1.467 MW. Neto povećanje proizvodnje iz obnovljivih izvora od približno 2,24 GW pokrilo je najveći deo oporavka potrošnje tokom radne nedelje, ali nije rešilo večernji deficit. Solar je oborio cene tokom sredine dana, dok su slabiji vetar i nestanak fotonaponske proizvodnje nakon zalaska sunca vratili tržište na hidroelektrane, termalnu proizvodnju i uvoz.
Struktura proizvodnje prethodnog dana ostala je relativno uravnotežena na regionalnom nivou: ugalj je učestvovao sa približno 21%, solar 21%, nuklearna energija 19%, hidroenergija 16%, gas 14%, vetar 6%, a ostali izvori sa oko 2%. Sistem je stoga bio izložen i solarnoj kompresiji cena tokom podneva i termalnoj marginalnosti u večernjim satima.
Mađarska funkcioniše kao čvorište za uvoz i preraspodelu električne energije
Uvoz iz Austrije i Slovačke u Mađarsku i Sloveniju prosečno je iznosio 3.520 MW, što je 363 MW manje nego prethodnog dana, ali i dalje znatno više od konačne neto uvozne pozicije regiona. Slovačka je Mađarskoj isporučivala prosečno 1.829 MW, uz rast na 2.309 MW tokom vanvršnih sati, dok je Austrija obezbeđivala dodatnih 627 MW.
Mađarska je istovremeno izvozila 799 MW u Rumuniju, 690 MW u Hrvatsku i 310 MW u Sloveniju. Njena ukupna pozicija se zato značajno menjala po blokovima: Mađarska je bila neto izvoznik 621 MW tokom vršnih sati, ali neto uvoznik 1.974 MW u vanvršnom periodu.
Ovaj profil potvrđuje ulogu Mađarske kao vremenskog i geografskog tržišta za preraspodelu električne energije. Velike količine električne energije ulazile su iz Slovačke i Austrije tokom perioda nižeg opterećenja, dok je električna energija tekla ka istoku, prema Rumuniji, i jugu, prema Hrvatskoj i Sloveniji, kada su ti sistemi postajali zategnutiji. Fizički tokovi takođe objašnjavaju zašto dnevna cena HUPX-a ne može da se tumači isključivo kroz nacionalni deficit proizvodnje u Mađarskoj.
Neto uvoz Mađarske tokom celog dana smanjio se sa 1.299 MW na 676 MW, što je pad od gotovo 48%. Domaća proizvodnja porasla je sa 3.095 MW na 3.543 MW, dok je potrošnja opala. Ova kombinacija značajno je poboljšala nacionalni bilans, čak i dok je cena na HUPX-u porasla iznad 127 €/MWh.
Večernji deficit Srbije održava regionalnu premiju
Srbija je proizvodila 3.038 MW uz potrošnju od 3.441 MW, što je stvaralo prosečnu potrebu za uvozom od 403 MW. Deficit je bio manji nego u nedelju, kada je iznosio 585 MW, ali je njegova satna raspodela bila znatno zategnutija: neto uvoz povećao se na 725 MW tokom vršnog bloka, u poređenju sa samo 81 MW u vanvršnom periodu.
Uobičajeni pravac snabdevanja iz Bugarske bio je odsutan, pri čemu je zabeleženi tok Bugarska–Srbija pao sa 331 MW u nedelju na nulu. Srbija je umesto toga uvozila približno 300 MW iz Bosne i Hercegovine, 233 MW iz Hrvatske i 214 MW iz Rumunije. Samo vršni uvoz iz Rumunije dostigao je 410 MW.
Istovremeno, Srbija je nastavila da izvozi 234 MW u Crnu Goru i 118 MW u Severnu Makedoniju. Zemlja je tako istovremeno pokrivala domaći proizvodni deficit i održavala ugovorene i fizičke isporuke ka jugu. Ova kombinacija, zajedno sa izostankom toka iz Bugarske, podržala je premiju SEEPEX-a od 3,66 €/MWh u odnosu na HUPX i 6,39 €/MWh u odnosu na Bugarsku i Grčku.
Najnovija struktura proizvodnje u Srbiji i dalje je bila dominantno zasnovana na uglju, sa približno 80%, dok je hidroenergija učestvovala sa 18%, a vetar i gas sa oko 1% svaki. Ograničena proizvodnja iz vetra i smanjena hidro fleksibilnost ostavili su tržište posebno osetljivim na raspoloživost termoelektrana i prekogranične nominacije tokom večernjeg porasta potrošnje.
Bugarska snabdeva južni koridor
Bugarska je ostala najveći neto izvoznik u regionu sa 1.010 MW, uz ukupnu proizvodnju od 5.241 MW i potrošnju od 4.232 MW. Zemlja je u Grčku isporučivala prosečno 639 MW, a u Severnu Makedoniju 408 MW, dok je granica između Rumunije i Bugarske bila gotovo uravnotežena, sa 51 MW toka ka Rumuniji.
Tok Bugarska–Grčka porastao je na 1.596 MW tokom H20, u trenutku regionalnog rasta večernjih cena. Uprkos velikom fizičkom prenosu, Bugarska i Grčka zaključile su po potpuno istoj baznoj ceni od 124,88 €/MWh, što ukazuje na snažnu dnevnu konvergenciju preko te granice. Satna zagušenja ipak su ostala relevantna, iako su prosečne bazne cene bile identične.
Grčka je zabeležila neto uvoz od 581 MW, čime je preokrenula nedeljnu izvoznu poziciju od 187 MW. Potrošnja je porasla za 896 MW, dok je proizvodnja povećana za samo 502 MW. Uvoz iz Bugarske i Severne Makedonije stoga je postao ključan, čak i dok je Grčka nastavila da isporučuje približno 228 MW Italiji.
Italija apsorbuje gotovo celokupan izvozni kapacitet zapadnog SEE regiona
Italija je iz SEE regiona uvezla približno 1.318 MW, gotovo ravnomerno raspoređenih preko tri koridora: 557 MW iz Crne Gore, 532 MW iz Slovenije i 228 MW iz Grčke. Ovi tokovi ukupno su iznosili 1.317 MW, što se uz zaokruživanje poklapa sa ukupnim regionalnim podatkom.
Veza Crna Gora–Italija radila je blizu 600 MW tokom većeg dela dana. Crna Gora je istovremeno uvozila 283 MW iz Bosne i Hercegovine, 234 MW iz Srbije, 115 MW sa Kosova i 87 MW iz Albanije, pre nego što je 557 MW usmerila ka Italiji. Crna Gora je tako nastavila da funkcioniše kao tranzitna platforma između zapadnog Balkana i skupog italijanskog tržišta, a ne samo kao nacionalna zona ponude i potražnje.
Na osnovu dnevnih prosečnih cena i tokova, tri italijanska koridora nosila su indikativnu bruto lokacijsku vrednost od približno 1,5 miliona evra za dan isporuke. To nije ostvareni prihod od zagušenja, koji zavisi od satnih zonskih cena, gubitaka, strukture nominacija i vlasništva nad prenosnim pravima, ali pokazuje komercijalni značaj italijanske premije od 42–52 €/MWh u odnosu na susedna SEE tržišta.
Bosna i Hercegovina ostala je neto izvoznik sa 297 MW, pri čemu je približno 300 MW slala Srbiji i 283 MW Crnoj Gori, dok je iz Hrvatske uvozila 287 MW. Hrvatska je bila neto uvoznik 813 MW, uz velike prilive iz Mađarske i Slovenije koji su delom preusmeravani ka Srbiji i Bosni i Hercegovini.
Troškovi goriva i terminska kriva
Promena spot cena prvenstveno je bila posledica opterećenja sistema, satne rezidualne potražnje i prekograničnog pozicioniranja, a ne iznenadnog istodnevnog šoka na tržištu goriva. Gas na CEGH-u ostao je na 58,29 €/MWh, grčki gas je blago porastao na 47,15 €/MWh, dok su dozvole za emisije ugljen-dioksida u EU ostale nepromenjene na 79,11 €/t.
Pri efikasnosti kombinovanog gasnog postrojenja od 55%, cena gasa na CEGH-u i trošak ugljenika impliciraju indikativni varijabilni trošak proizvodnje od približno 135 €/MWh pre operativnih troškova. Uporedivi grčki gasni reper daje približno 115 €/MWh. HUPX je stoga na baznom nivou ostao nešto ispod indikativnog praga proizvodnje iz gasa u centralnoj Evropi, dok je HENEX zadržao umerenu pozitivnu čistu spark maržu za efikasne grčke gasne jedinice. Večernje cene od 190–210 €/MWh obezbedile su znatno snažnije marže za gasnu proizvodnju.
Sam trošak ugljenika dodavao je približno 70–75 €/MWh varijabilnom trošku konvencionalne proizvodnje iz uglja. Uz cenu uglja API2 oko 119,5, efikasna proizvodnja iz uglja bila je pozicionirana blizu regionalne bazne cene pre specifičnih operativnih troškova postrojenja. Ugalj i gas su stoga mogli da podrže tržišni cenovni pod, ali su zagušenja i nedostatak fleksibilnosti bili potrebni za stvaranje večernjih ekstremnih cena.
Bliska terminska kriva u Mađarskoj ostala je mešovita. Nedelja 30 trgovala se na 119,00 €/MWh, što je na poslednjem zatvaranju bilo 4,00 €/MWh niže i 8,61 €/MWh ispod ponedeljničkog spot rezultata. Nedelja 31 bila je na 135,50 €/MWh, uz premiju od 16,50 €/MWh u odnosu na Nedelju 30. Avgustovski ugovor u Mađarskoj dostigao je 142,50 €/MWh, septembarski 156,50 €/MWh, a četvrti kvartal 160,50 €/MWh.
HU-DE terminski raspon proširio se sa 6,50 €/MWh za Nedelju 30 na 20,00 €/MWh za Nedelju 31, približno 19,50 €/MWh za avgust i 25,00 €/MWh za četvrti kvartal. Italijanska premija prema Mađarskoj smanjila se sa 40,00 €/MWh za Nedelju 30 na 23,00 €/MWh za Nedelju 31, 14,50 €/MWh za avgust i samo 1,00 €/MWh za četvrti kvartal. Mađarska je za kalendarsku 2027. bila 5,00 €/MWh iznad Italije, što ukazuje da terminsko tržište očekuje da će se neposredna italijanska premija oskudice smanjiti, dok će Mađarska zadržati veći strukturni diskont prema Nemačkoj.
Aktivna trgovačka postavka i dalje je izražena duga pozicija tokom sredine dana i kratka pozicija u večernjim satima. Dostupnost solarne energije dovoljna je da komprimuje cene od H10 do H14, ali slabiji vetar, opadajuća hidro fleksibilnost, zavisnost Srbije od uvoza i kontinuirana potražnja Italije za izvozom iz zapadnog SEE regiona ostavljaju večernji porast potrošnje izloženim. Kratkoročna mađarska backwardacija ograničava podsticaj za jurenje ponedeljničkog rasta bazne cene, dok snažan rast sa 119,00 €/MWh u Nedelji 30 na 135,50 €/MWh u Nedelji 31 zadržava jasnu premiju za kasniju letnju zategnutost tržišta.
