Cene električne energije na dnevnom tržištu u jugoistočnoj Evropi oštro su pale za isporuku u petak, jer su značajno veća proizvodnja iz obnovljivih izvora i veliko poboljšanje elektroenergetskog bilansa Rumunije ublažili zategnutost na regionalnom tržištu koja je ranije tokom nedelje podizala cene.
Najizraženiji pad zabeležen je u Srbiji, gde su cene pale za više od 40 evra/MWh, stvarajući izuzetan diskont od oko 25 evra/MWh u odnosu na mađarski HUPX. Na drugom kraju regiona, Crna Gora je zadržala premiju u odnosu na regionalno tržište, dok je Italija i dalje trgovala više od 50 evra/MWh iznad centralnog cenovnog klastera jugoistočne Evrope.
Bazna cena električne energije za dan unapred na mađarskom HUPX-u iznosila je 152,14 evra/MWh, što je 19,50 evra/MWh manje nego dan ranije. Cena u Rumuniji pala je za 21,50 evra/MWh, na 153,13 evra/MWh, dok je u Bugarskoj smanjena za 19,60 evra/MWh, na 152,78 evra/MWh. U Grčkoj je pala za 20,40 evra/MWh, na 152,87 evra/MWh. Slovenija, Hrvatska, Albanija i Severna Makedonija takođe su se približile u uskom rasponu od približno 152 do 153,5 evra/MWh.
Rezultat je bila neuobičajeno ravna regionalna struktura cena, koja se protezala od Albanije i Grčke, preko Bugarske i Rumunije, do Mađarske, Hrvatske i Slovenije.
Glavni izuzeci bili su Srbija i Crna Gora. Bazna cena na SEEPEX-u u Srbiji pala je sa 168 evra/MWh na 127,11 evra/MWh, odnosno za 40,90 evra/MWh, dok je cena na BELEN-u u Crnoj Gori smanjena za samo 1,90 evra/MWh, na 164,06 evra/MWh. Srbija je tako trgovala sa diskontom od 25,04 evra/MWh prema HUPX-u, dok je Crna Gora zadržala premiju od 11,92 evra/MWh.
Italija je ostala ubedljivo najskuplje susedno tržište, sa baznom cenom od 205,52 evra/MWh, što je približno 53,38 evra/MWh više nego u Mađarskoj.
Obnovljivi izvori pokrenuli korekciju cena
Oštar pad regionalnih cena dogodio se uprkos relativno stabilnoj potražnji za električnom energijom. Kombinovana potrošnja u Mađarskoj i jugoistočnoj Evropi prognozirana je na 34,19 GW, odnosno oko 168 MW više nego prethodnog dana.
Umesto pada potražnje, tržište je zabeležilo značajno popuštanje na strani ponude.
Neto regionalni uvoz smanjen je sa 2,43 GW na 1,57 GW, dok je uvoz iz centralnoevropskog jezgra preko Austrije i Slovačke pao za oko 850 MW, na 2,62 GW. Istovremeno, komercijalni izvoz prema Italiji blago je povećan, na približno 1,55 GW.
Proizvodnja iz obnovljivih izvora energije bila je najneposredniji faktor koji je vršio pritisak na cene. Raspoloživost solarne proizvodnje prognozirana je na oko 8,14 GW, što je povećanje od 1,71 GW u odnosu na prethodnu sesiju, dok je prognoza proizvodnje iz vetra povećana za dodatnih 1,36 GW, na približno 3 GW.
To zajedno predstavlja više od 3 GW dodatne varijabilne proizvodnje iz obnovljivih izvora koja je u roku od samo jednog dana ušla u regionalni bilans — dovoljno da značajno promeni marginalni proizvodni miks, iako je potrošnja ostala uglavnom nepromenjena.
Efekat je bio posebno vidljiv u satnoj strukturi cena. Bazna cena na HUPX-u prosečno je iznosila 152,10 evra/MWh, ali je cena u vršnom periodu bila svega 124 evra/MWh, u poređenju sa prosečnih 180,30 evra/MWh u periodu van vršnog opterećenja.
Satni minimum pao je na 67,10 evra/MWh u 13. satu, dok je večernji maksimum dostigao 225,80 evra/MWh u 22. satu.
Razlika od približno 159 evra/MWh između podnevnog minimuma i kasnovečernjeg maksimuma pokazuje koliko solarna proizvodnja sve više utiče na formiranje cena električne energije unutar dana na regionalnom tržištu.
Rumunija prešla iz uvoznika u izvoznika
Rumunija je verovatno predstavljala najvažniji prekogranični fundamentalni faktor koji je stajao iza šire korekcije tržišta u petak.
Elektroenergetski sistem zemlje prešao je sa prosečne neto uvozne pozicije od oko 910 MW u četvrtak na neto izvoz od 586 MW u petak.
Ukupna proizvodnja povećana je sa 4,92 GW na 6,20 GW, dok je potrošnja smanjena sa 5,83 GW na 5,61 GW. Kombinovani efekat poboljšao je dnevni elektroenergetski bilans Rumunije za gotovo 1,5 GW.
To poboljšanje direktno se prenelo na Mađarsku.
Na granici između Rumunije i Mađarske tokovi su se promenili sa dotoka ka Rumuniji u četvrtak na prosečnih 616 MW iz Rumunije ka Mađarskoj u petak. Tokom vršnih sati, izvoz Rumunije prema Mađarskoj dostizao je prosečno 1,45 GW, u poređenju sa prosečnim obrnutim tokom od 219 MW prethodnog dana.
Promena pravca tokova doprinela je jednom od najznačajnijih cenovnih pomeranja tokom sesije — kolapsu mađarsko-nemačkog dnevnog unapred ugovorenog raspona.
Cena električne energije za dan unapred u Nemačkoj porasla je na 143,55 evra/MWh, dok je HUPX pao na 152,14 evra/MWh, čime je HU-DE raspon smanjen na svega 8,59 evra/MWh, sa približno 46 evra/MWh ranije.
Raspon je tako smanjen za oko 37,5 evra/MWh u samo jednoj sesiji.
Mađarska je, međutim, na dnevnom proseku i dalje ostala neto uvoznik električne energije. Potrošnja je prognozirana na 4,67 GW, u odnosu na 4,85 GW prethodnog dana, dok je proizvodnja pala sa 3,94 GW na 3,71 GW. Time je potreba za neto uvozom iznosila oko 959 MW, nešto više nego prethodnog dana kada je bila 915 MW.
Međutim, struktura tog uvoza značajno se promenila. Veća ponuda iz Rumunije dopunila je značajne dotoke iz Slovačke i omogućila Mađarskoj da tokom dela dana izvozi električnu energiju prema Hrvatskoj, Srbiji i Sloveniji.
Satna struktura bila je posebno značajna. Rumunija je tokom dnevnog perioda visoke solarne proizvodnje snažno snabdevala Mađarsku, dok su se istovremeno tokovi iz Mađarske prema Austriji tokom vršnih sati promenili.
Iako je Mađarska tokom celog dana ostala neto uvoznik iz Austrije, tokom vršnih sati izvozila je prosečno 448 MW prema austrijskom tržištu. Mađarska je takođe prosečno izvozila oko 1 GW prema Hrvatskoj i približno 564 MW prema Sloveniji.
Bugarska povećala izvoz, istočna SEE tržišta se približila
Bugarska je predstavljala još jedan faktor koji je vršio pritisak na regionalne cene električne energije.
Proizvodnja je povećana sa 4,58 GW na 5,18 GW, dok je potrošnja porasla sa 3,61 GW na 4,04 GW. Rast proizvodnje ipak je bio veći od povećanja potražnje, pa je prosečna izvozna pozicija Bugarske povećana sa približno 976 MW na 1,14 GW.
Izvoz prema Grčkoj posebno je snažno porastao. Bazni tokovi dostigli su približno 611 MW iz Bugarske prema Grčkoj, dok je tok u vršnim satima promenio smer — sa prosečnih 142 MW iz Grčke prema Bugarskoj u četvrtak na gotovo 500 MW iz Bugarske prema Grčkoj u petak.
Dodatni izvoz iz Rumunije i Bugarske pomogao je da se istočna tržišta jugoistočne Evrope približe u neuobičajeno visokom stepenu konvergencije.
Razlika između cena u Rumuniji, Bugarskoj i Grčkoj iznosila je manje od 0,40 evra/MWh, dok su sva tri tržišta bila udaljena od HUPX-a za približno 1 evro/MWh.
Srbija postala najjeftinije tržište u regionu
Srbija se kretala potpuno suprotnim smerom.
Bazna cena električne energije na SEEPEX-u pala je sa 168 evra/MWh na 127,10 evra/MWh, dok je prosečna cena u vršnom periodu smanjena na svega 108,80 evra/MWh. Satni minimum dostigao je 69 evra/MWh oko 13. sata, dok je dnevni maksimum iznosio samo 170 evra/MWh — značajno manje nego na susednim berzama.
Osnovni elektroenergetski bilans Srbije jeste poboljšan. Potrošnja je smanjena sa 3,90 GW na 3,79 GW, dok je proizvodnja povećana sa 3,25 GW na 3,37 GW.
Zbog toga je potreba Srbije za neto uvozom smanjena sa približno 650 MW na 415 MW.
Međutim, poboljšanje elektroenergetskog bilansa od oko 235 MW samo po sebi očigledno nije dovoljno da objasni pad cene od 40,90 evra/MWh na dnevnom nivou i diskont od oko 25 evra/MWh u odnosu na većinu susednih organizovanih tržišta.
Veličina ovog odstupanja pre ukazuje na kombinaciju domaćih uslova ponude, raspoloživog prekograničnog prenosnog kapaciteta i ograničene mogućnosti srpskog tržišta da u potpunosti izvrši arbitražu prema okolnom spregnutom tržištu.
Srbija je ipak nastavila da uvozi značajne količine električne energije iz susednih sistema.
Prosečan dotok iz Rumunije prema Srbiji povećan je na oko 197 MW, dok su tokom vršnih sati tokovi dostizali 485 MW. Bugarska je prosečno isporučivala oko 151 MW, dok je prosečan uvoz iz Mađarske iznosio približno 108 MW.
Istovremeno, Srbija je izvozila oko 182 MW prema Crnoj Gori.
Rezultat je bila neuobičajena tržišna konfiguracija: Srbija je ostala neto uvoznik električne energije, ali je istovremeno postala najjeftinije tržište u širem regionu.
Zbog toga će SEEPEX-HUPX raspon biti jedan od najvažnijih trgovinskih signala za narednu sesiju. Brza ponovna konvergencija tržišta mogla bi da donese značajan prostor za rast sa petkovnog depresiranog nivoa u Srbiji, dok bi nastavak zagušenja ili obilna domaća ponuda mogli da zadrže diskont uprkos višim cenama na susednim tržištima.
Crna Gora ostaje skupa, dok Italija povlači regionalne tokove ka zapadu
Crna Gora se našla na suprotnom kraju cenovnog spektra jugoistočne Evrope.
Bazna cena na BELEN-u ostala je na 164,06 evra/MWh, odnosno gotovo 12 evra/MWh iznad HUPX-a i skoro 37 evra/MWh iznad Srbije.
Potrošnja u zemlji povećana je na približno 493 MW, dok je proizvodnja dostigla oko 350 MW, ostavljajući Crnu Goru sa potrebom za neto uvozom od približno 144 MW.
Istovremeno, komercijalni tokovi prema Italiji dostigli su oko 600 MW, što odražava kontinuirano povlačenje električne energije ka znatno skupljem italijanskom tržištu.
Bazna cena električne energije u Italiji ostala je blizu 205,50 evra/MWh, dok je cena u vršnom periodu iznosila oko 205 evra/MWh, a cena van vršnog perioda 206,10 evra/MWh.
Za razliku od Mađarske i istočnih tržišta jugoistočne Evrope, italijansko tržište pokazalo je malo znakova smanjenja cena pod uticajem solarne proizvodnje.
Širi region Mađarske i jugoistočne Evrope izvozio je približno 1,55 GW prema Italiji, dok je istovremeno uvozio oko 2,62 GW iz Austrije i Slovačke.
Ovakva struktura praktično ostavlja jugoistočnu Evropu u ulozi tranzitnog koridora između ponude iz centralne i istočne Evrope i trajne cenovne premije na italijanskom tržištu.
Terminska tržišta ostaju čvrsta
Terminska tržišta električne energije nisu pružila mnogo naznaka da je oštra korekcija na spot tržištu u petak označila početak šireg pada cena.
Mađarski terminski ugovor za 36. nedelju povećan je za 5 evra/MWh, na 159,50 evra/MWh, dok je septembarski ugovor porastao za 3 evra/MWh, na 166 evra/MWh. Ugovor za kalendarsku 2026. godinu povećan je za 1 evro/MWh, na 133,50 evra/MWh.
Terminski raspon HU-DE za 36. nedelju ostao je značajan i iznosio je 38,50 evra/MWh.
Istovremeno, cena gasa na CEGH-u porasla je na 68,18 evra/MWh, dok su cene emisijskih jedinica EUA ostale uglavnom stabilne, na oko 82,42 evra po toni.
Razlika između naglog pada spot cena i čvršćih kratkoročnih terminskih cena u Mađarskoj ukazuje na to da je petkova korekcija prvenstveno bila posledica vremenskih uslova, proizvodnje iz obnovljivih izvora i promena prekograničnih tokova, a ne šire promene cena izazvane troškovima goriva.
Tri raspona koja treba pratiti
Sledeći ključni signal za pravac kretanja tržišta verovatno će doći iz promena u prognozama proizvodnje iz obnovljivih izvora i prekograničnim tokovima iz Rumunije.
Ukoliko dodatna solarna i vetro proizvodnja potraje, cene tokom podnevnih sati verovatno će ostati pod pritiskom, dok bi značajna razlika između vršnih i vanvršnih sati mogla da se zadrži.
Večernje tržište, međutim, ostaje znatno zategnutije. Uprkos nižoj dnevnoj prosečnoj ceni, HUPX je nakon zalaska sunca i dalje dostizao više od 225 evra/MWh, potvrđujući značaj perioda nakon završetka solarne proizvodnje.
Za regionalne trgovce izdvajaju se tri ključna cenovna raspona.
Prvi je SEEPEX-HUPX, nakon izuzetnog diskonta Srbije od približno 25 evra/MWh.
Drugi je HUPX-Nemačka, koji se u samo jednoj sesiji smanjio sa više od 46 evra/MWh na manje od 9 evra/MWh.
Treći je zapadni SEE-Italija raspon, koji ostaje iznad 50 evra/MWh i nastavlja da privlači izvozne tokove prema jadranskom koridoru.
Zajedno, ovi rasponi pokazuju da je regionalno tržište postalo jeftinije, ali ne i ravnomerno manje zategnuto. Dodatna proizvodnja iz obnovljivih izvora uklonila je veliki deo premije za ograničenu ponudu koja je podržavala cene ranije tokom nedelje, dok ograničenja u prenosnoj mreži, prekogranični tokovi i strukturno više cene u Italiji i dalje stvaraju značajne cenovne razlike između susednih tržišnih zona.
