Tržišta električne energije u jugoistočnoj Evropi zabeležila su mešovita kretanja 11. avgusta 2026. godine, pri čemu su cene pale u Mađarskoj i nekoliko sa njom usko povezanih centralnoevropskih tržišta, dok su Grčka, Bugarska, Albanija i Crna Gora zabeležile značajan rast.
Bazna cena električne energije za dan-unapred tržište na mađarskoj berzi HUPX pala je za €5,10 na €151,44/MWh. Rumunija je sledila sa €149,54/MWh, dok su Slovenija, Hrvatska, Srbija i Albanija takođe zabeležile cene blizu €150/MWh, što ukazuje na visoku regionalnu povezanost cena oko mađarskog tržišta.
Kretanja cena bila su izraženija na drugim tržištima u regionu. Albanija je zabeležila najveći rast, od €18,30 na €149,84/MWh, dok je Crna Gora poskupela za €14,60 na €155,59/MWh. Bugarska je zabeležila rast od €11,40 na €146,72/MWh. Grčka je poskupela za €11,80, ali je i dalje ostala tržište sa najnižom cenom u regionu, na €115,78/MWh.
Italija je i dalje imala najvišu cenu u regionu, od €181,14/MWh, što predstavlja premiju od €29,71/MWh u odnosu na Mađarsku. Nemačka je zabeležila cenu od €110,38/MWh, čime je HUPX bio skuplji za €41,05/MWh. Razlika između mađarske i grčke cene iznosila je €35,66/MWh, iako je taj raspon smanjen za €16,90 u odnosu na prethodni dan.
Solar obara cene tokom dana
Satni profil cena u Mađarskoj pokazao je izražen kontrast između perioda sa visokom solarnom proizvodnjom tokom dana i večernjeg pika. Minimalna cena na HUPX-u iznosila je €62,70/MWh u 13. satu, dok je maksimalna dostigla €245,10/MWh u 21. satu, čime je raspon između dnevnog minimuma i maksimuma premašio €182/MWh.
Prosečna cena u bloku vršnog opterećenja iznosila je samo €125,10/MWh, u poređenju sa €177,80/MWh tokom perioda van vršnog opterećenja. Ovakav neuobičajen obrazac odražava uticaj snažne solarne proizvodnje tokom dana, nakon čega su usledili znatno zategnutiji uslovi tokom večernjeg porasta potrošnje i noćnog perioda.
Sličan obrazac zabeležen je i na susednim tržištima. Nemačka je nakratko ušla u negativnu zonu, sa minimalnom cenom od minus €0,10/MWh, pre nego što je cena u 21. satu porasla na €199/MWh. Grčka je takođe zabeležila sate sa cenom od nula evra oko podneva, dok su večernje cene dostigle €241/MWh.
Očekivalo se da će regionalna proizvodnja iz solarnih elektrana porasti za 1.461 MW, na 8.653 MW, dok je proizvodnja iz vetra trebalo da padne za 660 MW, na 2.616 MW. Veća solarna proizvodnja tako je ublažila uslove na tržištu tokom dana, dok je slabija proizvodnja iz vetra doprinela zategnutijem balansu kasnije tokom dana.
Potrošnja i uvoz snažno rastu
Prognozirana regionalna potrošnja električne energije iznosila je 34.426 MW, što je povećanje od 2.010 MW, odnosno oko 6,2%, u odnosu na prethodni dan. Neto uvoz porastao je sa 982 MW na 1.569 MW, dok je uvoz iz ključnih centralnoevropskih tržišta povećan za 527 MW, na 2.649 MW.
Potrošnja električne energije u Mađarskoj porasla je na 4.963 MW. Uz procenjenu domaću proizvodnju od 2.926 MW, zemlji je bio potreban prosečan neto uvoz od 2.037 MW, što je 191 MW više nego prethodnog dana. Slovačka, Rumunija i Austrija bile su glavni izvori uvoza električne energije za Mađarsku.
Rumunija je takođe dodatno povećala zavisnost od uvoza, pri čemu je prosečan uvoz porastao na 476 MW, sa prethodnih 195 MW. Grčka je ostala značajan regionalni izvoznik, sa prosečnim viškom od 1.666 MW.
Podaci o tokovima električne energije pokazuju da je premija mađarske cene u odnosu na Nemačku nastavila da privlači električnu energiju iz centralne Evrope. Međutim, činjenica da je razlika ostala iznad €40/MWh ukazuje na to da su ograničenja prenosnih kapaciteta i lokalna nestašica tokom večernjih sati i dalje sprečavali potpunu konvergenciju cena.
Mađarski kratkoročni ugovori za električnu energiju oslabili
Kratkoročni terminski ugovori za električnu energiju u Mađarskoj oslabili su uprkos rastu cena energenata. Ugovor za 34. nedelju pao je za €6,50 na €154,50/MWh, dok je ugovor za 35. nedelju takođe oslabio za €6,50, na €153,50/MWh.
Septembarski ugovor pokazao je veću otpornost, uz rast od €0,50 na €163,50/MWh, dok je kalendarski ugovor poskupeo za €3, na €126,50/MWh. Kretanja ukazuju na jasno razdvajanje slabijih kratkoročnih ugovora i čvršćih cena električne energije za udaljenije periode.
Premije mađarskih cena u odnosu na Nemačku takođe su smanjene. HU-DE raspon za 34. nedelju smanjen je za €12,50, na €23,50/MWh, dok je septembarski raspon sužen za €4,50, na €27,50/MWh. Kretanja ukazuju na to da su trgovci smanjili premiju povezanu sa kratkoročnom nestašicom u Mađarskoj, ali i dalje očekuju zategnutije uslove na tržištu u kasnijem delu krive.
Više cene energenata podržavaju odložene isporuke
Cene gasa i uglja na evropskom tržištu značajno su porasle. Septembarski gas na CEGH-u poskupeo je za €5, na €62/MWh, dok je ugovor za četvrti kvartal povećan za €5,50, na €62,50/MWh. Septembarski API-2 ugalj poskupeo je za €6, na €121,50/MWh, dok je cena uglja za četvrti kvartal dostigla €124,50/MWh.
Cene emisijskih dozvola pružile su samo ograničeno ublažavanje, pri čemu su EU dozvole pale za €1, na €82,27 po toni. Uprkos padu cene emisija, kombinovano kretanje cena gasa, uglja i emisija ukazuje na više troškove proizvodnje iz termoelektrana, što pruža podršku cenama električne energije za kasnije periode.
Ukupna slika na tržištu stoga ostaje mešovita. Veća solarna proizvodnja i postepeni oporavak proizvodnje u mađarskoj nuklearnoj elektrani Pakš vrše pritisak na kratkoročne bazne cene. Istovremeno, slabija proizvodnja iz vetra, veća potrošnja električne energije i rast cena energenata održavaju nestašicu tokom večernjih sati i podržavaju dugoročnije ugovore.
Kratkoročno gledano, proizvodnja iz vetra, večernja potrošnja i dostupnost prekograničnih uvoznih kapaciteta biće ključni faktori na tržištu. Dalji oporavak proizvodnje u Pakšu ili veći uvoz iz centralne Evrope mogli bi da smanje mađarsku premiju. Nasuprot tome, slabija proizvodnja iz vetra, više temperature ili nova ograničenja proizvodnje povezana sa niskim vodostajem Dunava mogli bi povećati rizik od novog snažnog skoka cena tokom večernjih sati.
