Cene električne energije za dan unapred u jugoistočnoj Evropi oštro su korigovane naniže u sredu, pošto su hladnije vreme i značajan rast prognozirane proizvodnje iz obnovljivih izvora ublažili regionalni balans. Pad je bio široko rasprostranjen, ali neujednačen. HUPX je zabeležio cenu od 122,30 €/MWh, što je za 15,10 €/MWh manje nego u prethodnoj sesiji, dok su cene u Srbiji, Bugarskoj, Grčkoj i Severnoj Makedoniji pale za više od 20 €/MWh. Italija i Crna Gora ostale su jasno izdvojene kao zone visokih cena, što pokazuje da niži troškovi proizvodnje u regionu nisu uklonili ograničenja prenosne mreže i lokalnu oskudicu ponude.
Glavna promena u fizičkom bilansu došla je iz proizvodnje iz obnovljivih izvora. Prognozirana regionalna proizvodnja iz solarnih elektrana iznosila je 7.424 MW, što je za 570 MW više, dok je proizvodnja iz vetra porasla za 717 MW, na 1.922 MW. Ukupan rast proizvodnje iz obnovljivih izvora od 1.287 MW bio je gotovo četiri puta veći od povećanja prognozirane potrošnje, koje je iznosilo 353 MW. Ukupna potrošnja dostigla je 33.678 MW, ali je dodatno opterećenje sistema bez problema pokriveno proizvodnjom iz vetra i sunca, umesto povećanjem uvoza ili proizvodnje iz termoelektrana.
Neto regionalni uvoz je zbog toga smanjen za 582 MW, odnosno približno 26%, na 1.627 MW. Uvoz iz Austrije i Slovačke pao je za 580 MW, na 2.996 MW, iako su severni prilivi i dalje ostali ključna komponenta elektroenergetskog bilansa jugoistočne Evrope. Istovremeno, oko 1.277 MW bilo je planirano za izvoz iz regiona ka Italiji, gde je cena električne energije za dan unapred od 170,21 €/MWh i dalje predstavljala snažan podsticaj za izvoz.
Ova kombinacija objašnjava prividnu kontradikciju na tržištu u sredu: jugoistočna Evropa ostala je neto uvoznik, dok je istovremeno slala značajne količine električne energije ka skupljem italijanskom tržištu. Električna energija je ulazila preko granica sa Austrijom i Slovačkom, prolazila kroz Mađarsku i severni Balkan, a deo tokova nastavljao je ka Italiji. Takva konfiguracija podržala je cene u Austriji, Sloveniji i Hrvatskoj, dok je ograničila mogućnost da jeftinija proizvodnja u Srbiji, Bugarskoj i Albaniji spusti cene u čitavom regionu.
Cena na HUPX-u od 122,30 €/MWh gotovo se u potpunosti izjednačila sa cenama u Rumuniji i Hrvatskoj. Rumunija je završila na 121,68 €/MWh, odnosno samo 0,62 €/MWh ispod Mađarske, dok je Hrvatska zabeležila 122,92 €/MWh, svega 0,62 €/MWh iznad nje. Ovakva uska koncentracija cena ukazuje na snažnu kratkoročnu integraciju tržišta duž koridora Mađarska–Rumunija–Hrvatska, uprkos razlikama u nacionalnim proizvodnim miksovima.
Slovenija je ostala nešto skuplja, sa cenom od 127,01 €/MWh, odnosno premijom od 4,71 €/MWh u odnosu na HUPX. Njena blizina Italiji i izloženost komercijalnim tokovima ka zapadu podržale su cene iznad centralnog regionalnog klastera. Austrija je ponovo bila skuplja, sa 134,16 €/MWh, odnosno 11,86 €/MWh iznad Mađarske.
Referentna cena u Nemačkoj pala je na 100,43 €/MWh, čime je razlika između Mađarske i Nemačke iznosila 21,87 €/MWh. Iako je taj raspon sužen za 2,50 €/MWh, i dalje je bio dovoljno širok da zadrži snažan ekonomski podsticaj za tokove ka istoku kada je prekogranični prenosni kapacitet bio dostupan. Činjenica da je mađarska premija opstala uprkos gotovo 3 GW ukupnog uvoza iz Austrije i Slovačke ukazuje na to da raspoloživi prenosni kapacitet i dalje nije bio dovoljan za potpunu konvergenciju sa Nemačkom.
Istočna tržišta jugoistočne Evrope zabeležila su najveće dnevne padove. Bugarska je pala za 23,70 €/MWh, na 114,51 €/MWh, dok je Grčka pojeftinila za 26,30 €/MWh, na 115,88 €/MWh. Ova dva tržišta završila su sa razlikom od svega 1,37 €/MWh, pri čemu je Bugarska zadržala poziciju regionalnog izvoznika. Prosečna neto izvozna pozicija Bugarske iznosila je približno 706 MW, dok su komercijalni rasporedi pokazivali isporuke ka Srbiji, Rumuniji, Severnoj Makedoniji i Grčkoj.
Rumunija je, nasuprot tome, zabeležila neto uvoz od približno 678 MW, iako je njena cena ostala gotovo savršeno povezana sa Mađarskom. Rumunsko tržište je tako kombinovalo relativno zategnut fizički bilans sa efikasnim pristupom snabdevanju iz susednih zemalja. Komercijalni tokovi iz Bugarske i promenljivi rasporedi na rumunsko-mađarskoj granici pomogli su da se spreči veća rumunska cenovna premija.
Srbija je zabeležila jednu od najnižih cena u regionu. SEEPEX je pao za 24,50 €/MWh, na 106,99 €/MWh, čime je Srbija bila 15,31 €/MWh jeftinija od Mađarske, 15,93 €/MWh jeftinija od Hrvatske i 40,27 €/MWh jeftinija od Crne Gore. Srbija je, međutim, i dalje bila neto uvoznik, sa približno 338 MW.
Ovaj odnos je važan za tumačenje tržišta. Niska cena električne energije za dan unapred u Srbiji nije predstavljala jednostavan višak domaće proizvodnje. Zemlja je primala električnu energiju iz više pravaca, istovremeno podržavajući susedne sisteme, posebno Crnu Goru. Cena je zato odražavala domaću satnu krivu ponude i raspoloživost izvoznog kapaciteta, a ne hipotetičku regionalnu ravnotežu bez ograničenja. Veliki diskont prema Crnoj Gori ukazuje na usko grlo u prenosnoj mreži ili ograničenje u raspodeli kapaciteta između dva geografski bliska tržišta.
Albanija je bila jedino tržište u posmatranom regionu koje je zabeležilo rast. ALPEX je porastao za 1,70 €/MWh, na 104,52 €/MWh, čime je postao najjeftinije tržište za dan unapred. Severna Makedonija je pala za izraženih 32,40 €/MWh, na 108,25 €/MWh, približivši se klasteru Srbije i Albanije. Južnobalkanska tržišta su tako završila u rasponu od približno 104,50 do 108,30 €/MWh, znatno ispod Grčke i severnog koridora.
Crna Gora bila je glavni izuzetak. BELEN je zabeležio cenu od 147,26 €/MWh, svega 1,40 €/MWh nižu nego prethodnog dana i gotovo 25 €/MWh višu od HUPX-a. Premija Crne Gore u odnosu na Albaniju dostigla je 42,74 €/MWh, dok je u odnosu na Srbiju iznosila 40,27 €/MWh.
Dostupni podaci o komercijalnim tokovima pokazuju da je Crna Gora primala električnu energiju iz Bosne i Hercegovine, Srbije, Albanije i sa Kosova, ali su cene ipak ostale visoke. Rezultat ukazuje da je mogućnost uvoza, a ne odsustvo jeftine električne energije u susednim zemljama, određivala graničnu vrednost snabdevanja. Za učesnike izložene crnogorskom tržištu, cene za dan unapred u Srbiji ili Albaniji zbog toga predstavljaju slabe samostalne hedžing instrumente kada je prekogranični kapacitet ograničen. Rizik bazne razlike može premašiti osnovno kretanje samog tržišta.
Italija je ostala najskuplje tržište, sa cenom od 170,21 €/MWh, uprkos dnevnom padu od 7,10 €/MWh. Italijanska premija iznosila je 47,91 €/MWh u odnosu na Mađarsku, 47,29 €/MWh u odnosu na Hrvatsku i više od 63 €/MWh u odnosu na Srbiju. Ovakve razlike usmerile su ekonomiku interkonektora odlučujuće ka Italiji i doprinele čvršćim cenama tokom popodnevnih i večernjih sati u Sloveniji i Hrvatskoj.
Satni profili cena pokazali su znatno volatilnije tržište nego što sugerišu dnevni proseci. Na HUPX-u, OPCOM-u i BSP-u cene su tokom ranog popodnevnog perioda sa snažnom solarnom proizvodnjom pale na približno 45–60 €/MWh, da bi se tokom večernjeg skoka potrošnje vratile na oko 190–210 €/MWh ili više. Indikativni bruto unutardnevni raspon u Mađarskoj i Rumuniji tako je bio blizu 150 €/MWh, dok je i Slovenija pokazala izraženu večernju cenovnu premiju.
Pad cena tokom sredine dana bio je izraženiji nego u utorak, posebno u Mađarskoj i Rumuniji, što je u skladu sa dodatnih 570 MW regionalne solarne proizvodnje i nižim temperaturama. Nakon zalaska sunca, gubitak više od 7 GW prosečne solarne proizvodnje vratio je sistem ka termoelektranama, fleksibilnosti hidroelektrana i uvozu. Večernji oporavak cena pokazao je da je region tokom dnevnih sati imao višak energije, ali nedostatak fleksibilnosti.
Ovakav profil pogoduje baterijskim sistemima za skladištenje energije, reverzibilnim hidroelektranama i fleksibilnoj hidroproizvodnji. Mogućnost punjenja na tržištu za dan unapred bila je koncentrisana između 12. i 16. časa, dok se glavni period pražnjenja pojavio između 19. i 22. časa. Bruto rasponi bili su dovoljni za puni ciklus skladištenja, iako bi ostvareni prihodi zavisili od gubitaka efikasnosti, izloženosti debalansu i pristupa relevantnoj tržišnoj zoni. Baterija u Crnoj Gori ili u blizini čvora sa ograničenim izvoznim kapacitetom mogla bi ostvarivati potpuno drugačiji skup izvora prihoda od baterije čiji se prihod obračunava prema HUPX-u ili SEEPEX-u.
Proizvodni miks iz prethodne sesije pokazao je da se region i dalje oslanja na dispečabilne izvore. Solarne elektrane obezbedile su približno 6.855 MW, ugalj 6.434 MW, hidroelektrane 5.662 MW, nuklearne elektrane 5.549 MW, a gasne elektrane 5.082 MW. Vetar je učestvovao sa svega 1.206 MW. Naknadni rast prognozirane proizvodnje iz vetra na 1.922 MW stoga je bio značajan, jer je smanjio potrebu za uvozom i angažovanje marginalnih termoelektrana.
Hidrološki uslovi bili su povoljni, ali ne i izuzetno obilni. Protok Dunava na relevantnoj mernoj tački iznosio je približno 4.919 kubnih metara u sekundi, što je bilo blizu dugoročnog sezonskog proseka i iznad uporedivih kretanja iz 2023. i 2024. godine. Proizvodnja hidroelektrana povećana je za 363 MW u prethodnoj sesiji, na 5.662 MW, pružajući korisnu mogućnost regulacije, ali nedovoljnu da eliminiše večernju zavisnost od gasa, uglja i prekograničnog snabdevanja.
Raspoloživost termoelektrana takođe je ostala značajna, sa približno 11,2 GW aktiviranih instaliranih termičkih kapaciteta u poslednjem dostupnom posmatranju. To je bilo manje od približno 12,4 GW zabeleženih nekoliko dana ranije, u skladu sa slabijom potrošnjom i snažnijom proizvodnjom iz obnovljivih izvora. Ipak, snažan večernji oporavak cena potvrdio je da su termoelektrane ostale marginalni proizvođači tokom perioda nakon zalaska sunca.
Kretanja na tržištima goriva nisu podržala pad cena električne energije za dan unapred. Austrijski gasni benchmark CEGH porastao je za 1,10 €/MWh, na 60,68 €/MWh, dok je grčki gasni benchmark povećan za 3,10 €/MWh, na 52,39 €/MWh. Cene emisijskih jedinica EU bile su uglavnom nepromenjene, na 83,20 €/t, uz pad od svega 0,10 €/t. API2 ugalj je ojačao, pri čemu je prosečni ugovor za 2026. godinu dostigao 122,50 USD/t, a ugovor za četvrti kvartal 2026. godine 125,50 USD/t, što je u oba slučaja rast od 1,50 USD/t.
Kombinacija slabijih cena električne energije i čvršćih cena goriva smanjila je marže termoelektrana, naročito van perioda večernjeg vršnog opterećenja. Gasne elektrane bile su pod najvećim pritiskom tokom solarnih sati, dok su i ekonomiku proizvodnje iz uglja opterećivali troškovi emisija iznad 83 €/t. Korekciju cena za dan unapred zato su prvenstveno pokrenuli vremenski uslovi, raspoloživost obnovljive proizvodnje i prekogranični tokovi, a ne poboljšanje troškovne osnove termoelektrana.
Terminska kriva i dalje je ukazivala na obnovljeno zatezanje tržišta. Mađarski ugovor za 31. nedelju pojeftinio je za 2,50 €/MWh, na 131,00 €/MWh, dok je ugovor za 32. nedelju porastao za 1,00 €/MWh, na 148,50 €/MWh. Premija od 17,50 €/MWh za 32. u odnosu na 31. nedelju ukazuje na to da tržište trenutnu slabost izazvanu većom proizvodnjom iz obnovljivih izvora smatra privremenom. Ugovor za 31. nedelju ostao je 8,70 €/MWh iznad spot cene za dan unapred, dok je premija za 32. nedelju premašila 26 €/MWh.
Prosečna cena mađarskog ugovora za 2026. godinu ostala je na 146,50 €/MWh, dok je kalendarski ugovor za 2026. godinu porastao za 1,00 €/MWh, na 126,00 €/MWh. Terminske premije Mađarske u odnosu na Nemačku takođe su se povećale. Razlika HU–DE za 31. nedelju porasla je na 20,50 €/MWh, za 32. nedelju na 21,50 €/MWh, prosečna razlika za 2026. godinu na 22,00 €/MWh, a kalendarska razlika na 19,50 €/MWh. Terminsko tržište tako zadržava strukturnu premiju rizika za Mađarsku i jugoistočnu Evropu, uprkos trenutnom padu spot cena.
Vremenske prognoze podržavaju nastavak slabijih cena tokom naredne dve sesije. Očekuje se da regionalni temperaturni indikator, bez Grčke, padne sa 20,0°C na 19,8°C, a zatim na 18,6°C. U Grčkoj se prognozira znatno snažnije zahlađenje, sa 30,3°C na 27,6°C, zatim 24,7°C i konačno 23,5°C, što bi trebalo da smanji potrošnju za klimatizaciju i verovatnoću novog skoka grčkih cena. Očekuje se i da se Bugarska ohladi ka 15,8°C pre novog rasta temperatura.
Kratkoročna trgovačka tendencija zbog toga ostaje slabija tokom solarnih sati, posebno u Mađarskoj, Rumuniji, Bugarskoj i Srbiji. Večernji ugovori zadržavaju znatno veću podršku jer cene goriva ostaju čvrste, potražnja za izvozom ka Italiji je snažna, a regionalna fleksibilnost i dalje ograničena. Najjasniji tržišni izraz je zato sve izraženiji diskont tokom solarnih sati u odnosu na večernji vrh, a ne direktna kratka pozicija duž cele bazne krive.
Prekogranični bazni rizik ostaje dominantan. Premija Italije u odnosu na jugoistočnu Evropu, dislokacija između Crne Gore i Srbije i trajna razlika između Mađarske i Nemačke pokazuju da je formiranje regionalnih cena podeljeno na više zona zagušenja. Niža cena sistema u sredu nije uklonila oskudicu; ona ju je preusmerila u određene sate i na određene lokacije, čineći dnevnu električnu energiju jeftinijom, ali istovremeno zadržavajući visoku vrednost večernje fleksibilnosti, interkonektorskog kapaciteta i dispečabilne proizvodnje.
