Tržište električne energije za dan unapred u Jugoistočnoj Evropi značajno se zaoštrilo za isporuku 16. jula, uz rast baznih cena na većini berzi u regionu. Međutim, ovaj rast cena ukazuje na dublju strukturnu promenu u elektroenergetskom sistemu regiona. Najskuplji sati se sve više pomeraju ka večernjem periodu, dok snažna proizvodnja iz solarnih elektrana i dalje potiskuje tradicionalni dnevni vrh potrošnje. Veća potražnja za hlađenjem, slabiji neto uvoz i ograničena fleksibilnost tokom večernjeg pada solarne proizvodnje gurnuli su Srbiju, Mađarsku i deo Zapadnog Balkana ka tržišnoj strukturi koju sve više određuje nedostatak raspoložive energije, a ne samo troškovi goriva.
HUPX je završio trgovanje na nivou od 161,97 €/MWh, što predstavlja rast od 10,90 €/MWh, dok je SEEPEX povećao cenu za 21,00 €/MWh, dostigavši 160,38 €/MWh. Srpsko tržište je tako trgovalo svega 1,59 €/MWh ispod mađarskog tržišta, potvrđujući snažnu povezanost cena duž centralnog koridora jugoistočne Evrope. Austrija je zabeležila cenu od 161,01 €/MWh, Slovenija 160,45 €/MWh, a Nemačka 159,86 €/MWh, što pokazuje da se cenovni pritisak proširio i na šire centralnoevropsko tržište.
Najizraženije povećanje cena dogodilo se južnije u regionu. ALPEX je porastao za 57,10 €/MWh na 169,58 €/MWh, što predstavlja dnevni rast veći od 50 odsto i učinilo je Albaniju najskupljim tržištem u regionu. Albanska cena bila je 7,61 €/MWh viša od HUPX-a. Severna Makedonija povećala je cenu za 33,00 €/MWh na 158,76 €/MWh, dok je Crna Gora zabeležila rast od 28,10 €/MWh na 154,66 €/MWh.
Ostala tržišta zabeležila su umerenija kretanja. Hrvatska je blago pala na 156,47 €/MWh, dok je Rumunija povećala cenu za 5,30 €/MWh na 155,30 €/MWh. Bugarska je porasla za 4,30 €/MWh na 145,94 €/MWh, dok je Grčka povećala cenu za 5,80 €/MWh na 142,24 €/MWh. Grčka je ostala najjeftinije tržište među posmatranim jugoistočnoevropskim tržištima, sa cenom 19,74 €/MWh nižom od Mađarske, dok je Bugarska imala diskont od 16,03 €/MWh. Istovremeno, Italija je ostala najskuplje veliko susedno tržište sa cenom od 170,47 €/MWh, uz premiju od 8,50 €/MWh u odnosu na HUPX.
Prognozirana regionalna potrošnja električne energije povećana je za 1.092 MW, odnosno oko 3,3 odsto, na prosečnih 34.233 MW. Najveći dnevni rast zabeležen je u Rumuniji i Bugarskoj, gde je kombinovana potrošnja povećana za 657 MW na 9.919 MW. Potrošnja u Grčkoj porasla je za 390 MW na 7.776 MW, dok su Slovenija i Hrvatska zajedno dodale još 133 MW, dostigavši 10.033 MW.
Mađarska je bila jedini veći izuzetak, sa padom potrošnje od 201 MW na 4.872 MW. Međutim, to smanjenje nije bilo dovoljno da neutrališe širi regionalni rast potražnje, posebno zbog visokih temperatura. Potreba za hlađenjem ostala je koncentrisana na južna tržišta, gde su prognozirane temperature dostizale 29,2°C u Grčkoj, oko 28,5°C u Albaniji i 30,2°C u Crnoj Gori.
Neto regionalni uvoz električne energije smanjen je sa 871 MW na 710 MW, odnosno za 161 MW, iako je potrošnja povećana za više od 1 GW. Uvoz iz centralnoevropskog tržišnog područja preko Austrije i Slovačke smanjen je za 306 MW na 1.593 MW. Kombinacija veće potrošnje i slabije spoljne ponude uklonila je približno 1,25 GW raspoložive fleksibilnosti elektroenergetskog sistema u poređenju sa prethodnim danom.
Mađarska je ostala neto uvoznik sa prosečnim uvozom od 881 MW, zatim Hrvatska sa 1.112 MW, Rumunija sa 597 MW i Srbija sa 293 MW. Nasuprot tome, Bugarska je izvezla približno 1.448 MW, dok je Grčka izvezla oko 1.016 MW. Ove dve zemlje predstavljale su glavne regionalne oslonce snabdevanja, što objašnjava zašto su njihove bazne cene ostale ispod nivoa Mađarske i tržišta Zapadnog Balkana.
Komercijalni rasporedi isporuke dodatno su potvrdili regionalnu neravnotežu u snabdevanju. Bugarska je izvozila oko 767 MW prema Rumuniji i više od 290 MW prema Srbiji, dok je Rumunija snabdevala Mađarsku sa približno 239 MW tokom baznih sati i 442 MW tokom vršnih perioda. Istovremeno, Mađarska je izvozila oko 564 MW tokom baznih sati i 713 MW tokom vršnih sati prema Hrvatskoj, stvarajući lanac tokova električne energije od Bugarske i Rumunije preko Mađarske ka tržištu Hrvatske koje je strukturno deficitarno.
Na južnom koridoru, tokovi električne energije ukazali su na posebno zategnutu poziciju Albanije. Grčka je snabdevala Albaniju tokom baznih i vršnih perioda, dok je Albanija istovremeno isporučivala električnu energiju prema Crnoj Gori. Severna Makedonija oslanjala se na tokove električne energije iz Grčke, dok je izvozila prema Srbiji i Kosovu. Ovakvi tokovi odgovaraju izuzetnom dnevnom rastu cena u Albaniji i njenoj visokoj baznoj ceni od 169,58 €/MWh.
Dnevni profil cena pružio je najjasniji signal promene tržišne strukture. Na većini jugoistočnoevropskih berzi električne energije, prosečna cena u periodima van vršnog opterećenja bila je viša od prosečne vršne cene, jer tradicionalni vršni periodi sada obuhvataju sate sa velikom solarnom proizvodnjom, dok ne uključuju deo kasnijeg večernjeg perioda nedostatka fleksibilnosti.
Na HUPX-u, prosečna vršna cena iznosila je 137,80 €/MWh, dok je prosečna cena van vršnog perioda dostigla 186,10 €/MWh, stvarajući obrnutu razliku od 48,30 €/MWh. Cena je pala na minimum od 96,10 €/MWh u 11. satu, pre nego što je porasla na 303,30 €/MWh u 21. satu, stvarajući ukupni dnevni raspon od 207,20 €/MWh.
Srbija je zabeležila još izraženiji večernji skok cena. SEEPEX je registrovao minimum od 106,00 €/MWh u 12. satu i maksimum od 340,00 €/MWh u 21. satu, što je proizvelo dnevni raspon od 234,00 €/MWh. Prosečna cena van vršnog perioda u Srbiji iznosila je 178,40 €/MWh, odnosno bila je 36,10 €/MWh viša od prosečne vršne cene od 142,30 €/MWh.
Albanija je zabeležila najveću volatilnost. Cena je pala na 64,10 €/MWh u 14. satu, pre nego što je dostigla 380,00 €/MWh u 21. satu. Maksimalna razlika između najniže i najviše cene iznosila je 315,90 €/MWh, dok je prosečna cena van vršnog perioda bila 215,20 €/MWh, naspram samo 124,00 €/MWh tokom vršnih sati.
Rumunija je ostvarila dnevni raspon cena od 230,30 €/MWh, krećući se između 72,40 €/MWh i 302,70 €/MWh. Grčka je imala raspon od 11,90 €/MWh do 230,00 €/MWh, dok se Bugarska kretala između 70,20 €/MWh i 230,00 €/MWh. Crna Gora je pokazala manju volatilnost, sa minimumom od 113,00 €/MWh i maksimumom od 212,10 €/MWh, ali relativno visok minimalni nivo ukazuje da je sistem bio opterećen tokom celog dana, a ne samo u pojedinačnim satima nestašice.
Istovremeni maksimumi cena u 21. satu na tržištima Mađarske, Nemačke, Rumunije, Slovenije, Grčke, Bugarske, Srbije, Crne Gore i Albanije pokazuju da je ovaj događaj bio regionalnog karaktera, a ne ograničen na pojedinačne berze. Solarna proizvodnja smanjila je granične cene tokom kasnog jutra i ranog popodneva, ali raspoloživa fleksibilnost iz dispečabilnih elektrana, skladišta energije i uvoza nije bila dovoljna da pokrije večernji rast potražnje bez aktiviranja skupljih termoelektrana.
Prognozirana solarna proizvodnja povećana je za 577 MW na 7.742 MW, dok je proizvodnja iz vetroelektrana porasla za 714 MW na 2.109 MW. Međutim, veća proizvodnja iz obnovljivih izvora nije sprečila rast cena. Umesto toga, dodatno je povećala razliku između jeftine podnevne proizvodnje i večernjeg perioda kada je potrebna fleksibilna proizvodnja.
Tržište sve više nagrađuje mogućnost brzog povećanja proizvodnje, raspoloživost baterijskih sistema i pouzdanu večernju isporuku, a ne samo ukupnu količinu proizvedene obnovljive energije.
Za operatere baterijskih sistema, teorijske mogućnosti zarade kroz jedan ciklus skladištenja bile su posebno izražene u Albaniji, Srbiji i Rumuniji. Stvarni prihodi bili bi niži nakon uračunavanja gubitaka efikasnosti, tržišnih naknada, degradacije baterija i nesavršenog upravljanja radom, ali cenovni profili dodatno potvrđuju ekonomsku opravdanost skladišta energije na ograničenim tačkama mreže u centralnoj i južnoj Evropi.
Podaci takođe objašnjavaju ubrzani razvoj baterijskih projekata u Bugarskoj, Grčkoj i Rumuniji, gde vrednost skladištenja sve više proizlazi iz sposobnosti pokrivanja večernje potražnje, a ne samo iz niskih ili negativnih dnevnih cena.
Gas je ostao marginalno gorivo, ali su nestašica fleksibilnosti i ograničenja sistema, a ne samo troškovi goriva, određivali najviše cenovne nivoe. Austrijski CEGH gasni indeks povećan je za 1,30 €/MWh na 55,72 €/MWh, dok je grčko gasno tržište poraslo za 0,40 €/MWh na 45,49 €/MWh. Emisione jedinice EU ostale su uglavnom stabilne na nivou od 81,16 €/t.
Pri termičkoj efikasnosti od 50–55 odsto, cena gasa ukazuje na trošak goriva od približno 101–111 €/MWh proizvedene električne energije. Kada se dodaju troškovi ugljenika, procenjeni marginalni trošak proizvodnje iz gasnih elektrana iznosi oko 130–145 €/MWh, bez varijabilnih operativnih troškova. Cene iznad 200 €/MWh, posebno večernji nivoi između 300 i 380 €/MWh, posledica su nedostatka fleksibilnosti, ograničenja prenosa i potrebe za brzom regulacijom proizvodnje, a ne samo troškova goriva i emisija.
Mađarsko terminsko tržište tretiralo je dnevni skok cena kao delimično privremen. Ugovor za 30. nedelju ostao je na 120,00 €/MWh, gotovo 42 €/MWh ispod dnevne cene, dok je 31. nedelja blago povećana na 133,50 €/MWh. Dugoročniji proizvodi ojačali su više, pa je avgustovski ugovor povećan na 141,00 €/MWh, dok je kalendarska 2026. godina dostigla 123,50 €/MWh.
Terminsko tržište tako nije prenelo cenu od 162 €/MWh na ostatak letnjeg perioda, ali je povećalo premiju rizika za avgust i duže rokove. Mađarske premije u odnosu na Nemačku odražavaju očekivanja visoke letnje potrošnje, nedostatka večernje fleksibilnosti i ograničenog prenosa električne energije od severa ka jugu.
Glavna tržišna poruka za 16. jul više nije samo da su cene bile visoke. Povezanost cena između Srbije i Mađarske, snažna premija Albanije i istovremeni skokovi u 21. satu na gotovo svim tržištima pokazuju regionalni nedostatak fleksibilnosti.
Dalji rast solarnih kapaciteta nastaviće da smanjuje dnevne cene, ali bez bržeg razvoja baterijskih sistema za skladištenje energije, dispečabilnih izvora i jačih prekograničnih veza, budući periodi visokih temperatura i povećane potrošnje koncentrisaće volatilnost u sve uži večernji vremenski prozor.
Konačni podaci o proizvodnji za 16. jul još nisu uključeni u dnevnu bilansnu tabelu, zbog čega se zaključci o obnovljivim i termo kapacitetima zasnivaju na prognozama i planiranim tokovima, a ne na konačno potvrđenoj proizvodnji. Ipak, osnovna neravnoteža je jasna: regionalna potražnja porasla je za više od 1 GW, neto uvoz je smanjen, a formiranje cena se odlučujuće pomerilo ka večernjim satima nestašice energije.
