Cene električne energije na tržištu „dan unapred“ u jugoistočnoj Evropi ojačale su na većini tržišta za isporuku 21. jula, iako je regionalni prosek prikrio izraženu razliku između solarnom energijom bogatih podnevnih sati, sve skuplje proizvodnje u večernjim satima i dostupnosti prekograničnih prenosnih kapaciteta. Mađarska, Rumunija, Bugarska, Grčka, Slovenija i Hrvatska kretale su se u relativno uskom rasponu od 137 do 142 evra/MWh, dok je Srbija ostala jeftinija, Crna Gora je trgovala uz značajnu premiju, a Albanija je snažno odstupala od okolnih tržišta.
Regionalni elektroenergetski sistem ušao je u utorak sa prognoziranom potrošnjom električne energije od 33.986 MW, što predstavlja povećanje od 983 MW, odnosno gotovo 3%, u odnosu na ponedeljak. Neto uvoz povećan je za 303 MW, na 2.112 MW, dok je bruto uvoz iz Austrije i Slovačke u Mađarsku i Sloveniju blago porastao, na 3.396 MW. Veća potreba za uvozom pojavila se uprkos očekivanom povećanju solarne proizvodnje za 1.428 MW, na 8.389 MW. Očekivalo se da će proizvodnja iz vetra pasti za 212 MW, na 1.258 MW, pa je ukupna proizvodnja iz sunca i vetra bila približno 1.216 MW veća nego prethodnog dana.
Ova kombinacija u velikoj meri objašnjava neuobičajenu strukturu cena tokom dana. Dodatna solarna proizvodnja pokrila je deo povećanja dnevne potrošnje i potisnula deo proizvodnje iz termoelektrana i hidroelektrana, ali nije značajnije smanjila zavisnost sistema od uvoza i fleksibilnih proizvodnih kapaciteta nakon zalaska sunca. Regionalna proizvodnja procenjena je na 31.873 MW, što je samo 680 MW više nego prethodnog dana i nedovoljno da prati povećanje potrošnje od 983 MW. Nastali deficit od 303 MW pokriven je većim neto uvozom.
Na berzi HUPX cena je iznosila 137,37 evra/MWh, što je povećanje od 9,80 evra/MWh u odnosu na ponedeljak. Rumunija je završila nešto iznad Mađarske, na 138,68 evra/MWh, Bugarska na 138,17 evra/MWh, Slovenija na 141,93 evra/MWh, Hrvatska na 141,11 evra/MWh, a Grčka na 142,21 evra/MWh. Austrija je bila gotovo potpuno izjednačena sa Mađarskom, na 138,31 evra/MWh, uz razliku od samo 0,94 evra/MWh.
Nemačko tržište ostalo je značajno jeftinije. Cena na berzi EPEX u Nemačkoj porasla je na 112,96 evra/MWh, ali je premija Mađarske ostala na 24,41 evra/MWh. Razlika je gotovo nepromenjena uprkos većem uvozu sa severozapada, što ukazuje da ograničenje nije bilo samo posledica dostupnosti proizvodnje u Nemačkoj. Umesto toga, vrednost se i dalje akumulirala duž prenosnog pravca ka centralnoj i jugoistočnoj Evropi, gde su večernja fleksibilnost i prekogranični prenosni kapaciteti ostali ograničeni.
Dnevna struktura cena bila je značajnija od same bazne cene. Na HUPX-u je cena u periodu vršnog opterećenja u proseku iznosila samo 110,10 evra/MWh, u poređenju sa 164,70 evra/MWh u periodu van vršnog opterećenja. Cene su pale na minimum od 46,40 evra/MWh u 14. satu, pre nego što su porasle na 211,50 evra/MWh u 20. satu. Dnevni raspon cena tako je dostigao 165,10 evra/MWh.
Ova inverzija tradicionalnog odnosa između vršnog i vanvršnog opterećenja postaje jedno od obeležja letnjeg perioda na regionalnom tržištu. Proizvod vršnog opterećenja obuhvata podnevne sate sa visokom solarnom proizvodnjom, dok period van vršnog opterećenja uključuje skupe noćne i kasnovečernje sate. Hedžing za vršno opterećenje zato više ne pokriva nužno najskuplji deo dnevnog profila. Za proizvođače, trgovce i industrijske potrošače, najvrednija izloženost sve se više koncentriše na večernji porast potrošnje nakon zalaska sunca, a ne na tradicionalni dnevni period vršnog opterećenja.
Rumunija je pokazala sličan obrazac. Na berzi OPCOM cena je iznosila 138,68 evra/MWh, dok je cena za vršno opterećenje bila 113,10 evra/MWh, a cena van vršnog opterećenja 164,30 evra/MWh. Minimum od 62,90 evra/MWh zabeležen je u devetom satu, dok je maksimum dostigao 208,70 evra/MWh u 20. satu. Bugarska je imala sličnu strukturu, sa padom cene na 63,50 evra/MWh u devetom satu, nakon čega je porasla na 208,70 evra/MWh u 20. satu.
Grčka je zabeležila jedno od najvećih dnevnih povećanja bazne cene, za 17,30 evra/MWh, na 142,21 evra/MWh. Cena za vršno opterećenje iznosila je 115,10 evra/MWh, znatno manje od 169,30 evra/MWh za period van vršnog opterećenja, dok je večernji maksimum dostigao 216,50 evra/MWh u 21. satu. Potrošnja u Grčkoj porasla je na 8.508 MW, odnosno za 280 MW, a zemlja je ostala neto uvoznik sa 606 MW.
Izvoz iz Bugarske predstavljao je glavni pravac za balansiranje sistema u Grčkoj. Bugarska je prema jugu izvozila u proseku 979 MW, u poređenju sa 787 MW u ponedeljak, uključujući 928 MW tokom perioda vršnog opterećenja i 1.030 MW van tog perioda. Bugarska je istovremeno zadržala ukupan neto izvoz od 1.090 MW, uz proizvodnju od 5.199 MW i potrošnju od 4.109 MW.
Grčka je nastavila da izvozi u proseku 232 MW ka Italiji, iako je istovremeno intenzivno uvozila električnu energiju iz Bugarske. To odražava komercijalnu privlačnost znatno skupljeg italijanskog tržišta, a ne jednostavan deficit domaćeg snabdevanja. Nacionalna cena električne energije „dan unapred“ u Italiji dostigla je 177,30 evra/MWh, odnosno bila je 35,09 evra/MWh viša nego u Grčkoj i 39,93 evra/MWh viša nego u Mađarskoj. Planirani izvoz električne energije iz jugoistočne Evrope ka Italiji ostao je značajan, na približno 1.200 MW, iako je smanjen za 130 MW u odnosu na ponedeljak.
Struktura cena u Italiji i dalje se značajno razlikovala od solarno dominantnih tržišta jugoistočne Evrope. Nacionalni minimum iznosio je čak 156,90 evra/MWh, u poređenju sa 46,40 evra/MWh u Mađarskoj, 63,50 evra/MWh u Bugarskoj i Grčkoj i 60,10 evra/MWh u Srbiji. Italijansko tržište je zato i dalje predstavljalo atraktivno odredište za izvoz električne energije sa Balkana tokom većeg dela dana, a ne samo u večernjim satima vršnog opterećenja.
Crna Gora je bila najskuplje tržište jugoistočne Evrope izvan Italije. Cena na berzi BELEN skočila je za 27,60 evra/MWh, na 148,64 evra/MWh, čime je uspostavljena premija od 11,27 evra/MWh u odnosu na HUPX i 17,16 evra/MWh u odnosu na Srbiju. Cena za vršno opterećenje dostigla je 135,70 evra/MWh, dok se vanvršna cena kretala na 161,60 evra/MWh. Dnevni minimum iznosio je 75 evra/MWh u 13. satu, a maksimum 209,10 evra/MWh u 21. satu.
Domaći bilans Crne Gore ostao je strukturno u deficitu. Prognozirana potrošnja iznosila je 491 MW, proizvodnja 338 MW, a neto uvoz 153 MW. Ipak, zemlja je kroz podmorski interkonektor ka Italiji planirala prosečan izvoz od 584 MW, uključujući 589 MW tokom vršnih sati. Ovaj izvoz podržan je prilivima iz Bosne i Hercegovine, Srbije, Albanije i Kosova. Ovakav obrazac potvrđuje ulogu Crne Gore i kao deficitarnog tržišta i tranzitne platforme koja povezuje zapadni Balkan sa Italijom.
Potražnja na italijanskom tržištu doprinela je premiji na BELEN-u, ali je rast cene odražavao i ograničenu domaću fleksibilnost. Najnoviji raspoloživi proizvodni miks za 20. jul sastojao se od približno 200 MW iz uglja, 94 MW iz hidroelektrana i samo 11 MW iz vetra. Relativno mala promena u raspoloživosti hidroenergije, rasporedu uvoza ili nominacijama na interkonektorima zato može nesrazmerno da utiče na cenu električne energije „dan unapred“ u Crnoj Gori.
Srbija se kretala u suprotnom smeru. Cena na berzi SEEPEX porasla je za samo 0,20 evra/MWh, na 131,48 evra/MWh, čime je ostala 5,90 evra/MWh ispod Mađarske i približno 10–11 evra/MWh ispod Rumunije, Bugarske, Grčke, Slovenije i Hrvatske. Ograničeno kretanje bazne cene prikrilo je promenu dnevnog profila: cena u periodu vršnog opterećenja pala je sa 116,80 evra/MWh na 109 evra/MWh, dok je cena van vršnog opterećenja porasla sa 145,80 evra/MWh na 154 evra/MWh. Minimum je pao na 60,10 evra/MWh u 11. satu, ali je večernji maksimum ostao visok, na 201 evro/MWh u 20. satu.
Potrošnja u Srbiji porasla je sa 3.452 MW na 3.512 MW, dok je proizvodnja povećana sa 3.030 MW na 3.121 MW. Neto uvoz je zbog toga blago smanjen, sa 423 MW na 391 MW. Srbija je u proseku uvozila 270 MW iz Bosne i Hercegovine i 263 MW iz Hrvatske, dok je 184 MW izvozila ka Crnoj Gori. Uvoz je bio snažno koncentrisan u vršnim satima, kada se neto deficit Srbije povećao na 672 MW, u poređenju sa samo 111 MW van vršnog perioda.
Ova neravnoteža između tokova u vršnim i vanvršnim satima važnija je od relativno niske bazne cene na SEEPEX-u. Proizvodni portfolio Srbije, zasnovan pre svega na termoelektranama, pokrio je veliki deo domaće potražnje, ali je tržište i dalje zavisilo od uvoza tokom sati visoke potrošnje. Ugalj je 20. jula učestvovao sa približno 2.455 MW, odnosno 78% prijavljene proizvodnje, dok su hidroelektrane obezbedile 577 MW, a vetroelektrane 135 MW. Proizvodnja iz gasnih elektrana bila je zanemarljiva i iznosila je 8 MW. Srbija je zato imala malo fleksibilnosti iz gasnih elektrana za odgovor na večernji rast potrošnje, što je povećalo vrednost uvoza i optimizacije rada hidroelektrana.
Albanija je predstavljala glavni negativni izuzetak dana. Cena na berzi ALPEX pala je za 23,20 evra/MWh, na 102,85 evra/MWh, odnosno bila je 34,52 evra/MWh niža nego u Mađarskoj i više od 39 evra/MWh niža nego u Grčkoj. Albansko tržište bilo je gotovo ravno između cene za vršno opterećenje od 102,90 evra/MWh i cene van vršnog opterećenja od 102,80 evra/MWh, iako su se pojedinačne satne cene kretale od 36 do 192 evra/MWh.
Prognozirana proizvodnja u Albaniji iznosila je 1.121 MW, što je bilo blizu potrošnji od 1.149 MW i ostavilo malu potrebu za neto uvozom od 28 MW. Ipak, Albanija je izvozila 126 MW ka Crnoj Gori, dok je na neto osnovi uvozila električnu energiju iz Grčke i sa Kosova. Niska cena na ALPEX-u zato je verovatno odražavala raspoloživost hidroenergije, likvidnost tržišta i ograničenu mogućnost efikasnog izvoza viškova, a ne šire slabljenje regionalnih tržišnih osnova.
Kompleks goriva i emisija nastavio je da pokazuje rastući pritisak. Cena gasa na austrijskoj berzi CEGH porasla je za 1,30 evra/MWh, na 59,62 evra/MWh, dok je grčki gasni reper ojačao za 2,10 evra/MWh, na 49,26 evra/MWh. Cena dozvola za emisiju ugljen-dioksida u EU porasla je za 4,20 evra po toni, na 83,27 evra/t. Fjučersi na ugalj API2 porasli su na 121 dolar po toni za prosečni proizvod za 2026. godinu i 124 dolara po toni za četvrti kvartal.
Pri ovim nivoima ulaznih troškova, proizvođači električne energije iz uglja i gasa suočavaju se sa višim minimalnim graničnim troškovima upravo u trenutku kada regionalnim elektroenergetskim sistemima treba fleksibilnost tokom večernjeg rasta potrošnje. Više cene emisija posebno su važne za proizvodnju iz lignita i kamenog uglja u Srbiji, Bugarskoj, Bosni i Hercegovini, Grčkoj i širem centralnoevropskom regionu. Gas je i dalje dovoljno skup da ograničava kontinuirani rad gasnih elektrana, ali one zadržavaju značajnu opcionu vrednost u satima kada solarna proizvodnja naglo opadne, a uvozni kapaciteti postanu zagušeni.
Terminska trgovina električnom energijom u Mađarskoj odražavala je razliku između kratkoročnog pritiska obnovljivih izvora i kasnijeg rizika od ograničenog snabdevanja. Proizvod za 31. nedelju pojeftinio je za 2 evra/MWh, na 133,50 evra/MWh, dok je proizvod za 32. nedelju poskupeo za 5,50 evra/MWh, na 147,50 evra/MWh. Razlika od 14 evra/MWh između dva nedeljna ugovora ukazuje na očekivano zaoštravanje tržišta nakon neposrednog perioda sa visokom solarnom proizvodnjom.
Mađarski avgust trgovao se po 146,50 evra/MWh, septembar po 161 evro/MWh, a četvrti kvartal po 164,50 evra/MWh. Terminska kriva je zato nosila premiju od približno 27 evra/MWh između spot cene od 21. jula i ugovora za četvrti kvartal. Premija Mađarske u odnosu na Nemačku za 31. nedelju smanjena je na 18 evra/MWh, ispod trenutne spot razlike od 24,41 evra/MWh, dok je razlika za 32. nedelju iznosila 20 evra/MWh.
Tržišni signal postaje sve više usmeren na pojedinačne sate. Snažan rast solarne proizvodnje obara cene u podnevnim satima, ali više ne garantuje nisku baznu cenu, jer se večernji rast potrošnje ponovo vrednuje u odnosu na skupe gasne elektrane, više cene emisija, ograničene prekogranične kapacitete i nedostatak fleksibilne proizvodnje. Srbija zadržava kratkoročnu cenovnu prednost, Crna Gora ostaje izložena potražnji iz Italije, dok Mađarska i dalje odražava usko grlo na prenosnom pravcu između nemačkog snabdevanja i deficitarnog područja jugoistočne Evrope. Najvrednija zaštita od tržišnog rizika zato se pomera sa tradicionalnih proizvoda za vršno opterećenje ka oblikovanoj večernjoj izloženosti, fleksibilnoj hidroenergiji, kapacitetima za skladištenje i obezbeđenim prekograničnim nominacijama.
