Dan-unapred tržišta električne energije otvorila su septembar na čvršćim osnovama, uz snažan oporavak cena u Srbiji i tesno grupisano tržište Mađarske, Rumunije, Bugarske i Grčke, što odražava veću potrošnju tokom radnih dana, rast regionalnog uvoza i i dalje izraženu osetljivost na večernji porast potražnje.
Bazna cena na mađarskom tržištu HUPX iznosila je €176,74/MWh, što predstavlja rast od €3,3/MWh na dnevnom nivou. Rumunija je bila nešto skuplja, sa €177,28/MWh, dok su Bugarska i Grčka bile gotovo potpuno usklađene, sa €174,59/MWh i €174,68/MWh. Albanija je trgovala po €174,42/MWh.
Srbija je zabeležila najizraženiji pomak, pri čemu je SEEPEX porastao za €34/MWh, na €166,25/MWh, nakon relativno niskih €132/MWh u ponedeljak. Hrvatska je završila na €170,05/MWh, Slovenija na €168,53/MWh, Crna Gora na €158,50/MWh, dok je Severna Makedonija imala svega €148,46/MWh.
Italija je ostala najskuplje regionalno tržište, sa cenom od €198,82/MWh, odnosno oko €22,08/MWh iznad HUPX-a. Nemačka je, sa druge strane, trgovala na svega €143,80/MWh, čime je mađarsko tržište imalo premiju od €32,94/MWh u odnosu na nemačko.
Mapa cena je tako nastavila da pokazuje tri jasno izdvojena nivoa. Rumunija, Mađarska, Bugarska, Grčka i Albanija formirale su osnovni klaster oko €174–177/MWh. Hrvatska i Srbija bile su približno €7–11/MWh ispod Mađarske, dok su Crna Gora i Severna Makedonija ostale značajno jeftinije. Na spoljnim krajevima sistema, Nemačka je bila znatno jeftinija, a Italija izrazito skuplja.
Takva struktura cena nastavila je da podstiče tranzit električne energije sa severa ka jugu i sa zapada ka istoku kroz centralnu Evropu i Balkan.
Najvažnija promena u bilansu odnosila se na potrošnju električne energije. Regionalna potrošnja procenjena je na 33,27 GW, što je oko 2,40 GW više nego prethodnog dana. Neto uvoz je zbog toga porastao za 614 MW, na 2,87 GW, dok su prilivi iz pravca Austrije i Slovačke povećani za 708 MW, na 3,58 GW.
Proizvodnja iz obnovljivih izvora takođe je značajno porasla, ali nedovoljno da u potpunosti pokrije rast potrošnje. Solarna proizvodnja trebalo je da poraste za oko 1,53 GW, na 7,38 GW, dok je proizvodnja iz vetra povećana za približno 369 MW, na 1,46 GW. Zajednički dodatak solarne i vetroenergije pokrio je najveći deo, ali ne i celokupan rast potrošnje.
Istovremeno, region je i dalje slao oko 1,10 GW električne energije prema Italiji, u odnosu na 1,03 GW prethodnog dana. SEE sistem je tako istovremeno uvozio velike količine iz centralne Evrope i izvozio energiju na skuplje italijansko tržište.
Ovo predstavlja važan signal za trgovce. Regionalni deficit nije bio posledica samo nedovoljne ukupne proizvodnje. Cenovna struktura nastavila je da usmerava tokove električne energije kroz sistem: jeftinija severna proizvodnja ulazila je preko Austrije i Slovačke, dok je italijanska premija privlačila količine iz Slovenije, Crne Gore i drugih ruta zapadnog Balkana.
Razlika između nemačkog i mađarskog tržišta značajno se smanjila. Premija HUPX-a u odnosu na Nemačku pala je na €32,94/MWh, sa približno €61,6/MWh dan ranije, nakon što se nemačko day-ahead tržište oporavilo znatno snažnije od mađarskog.
Takvo sužavanje razlike obično smanjuje ekonomsku opravdanost preusmeravanja marginalne proizvodnje iz Nemačke ka istoku. Ipak, ključni uvoz u SEE-mađarsku zonu i dalje je porastao na 3,58 GW, što pokazuje da je oporavak regionalne potražnje nadjačao efekat manjeg cenovnog diferencijala.
Italija je pružila suprotan signal. Njena bazna cena od gotovo €199/MWh zadržala je dovoljno veliku premiju da izvoz iz SEE regiona ka Italiji ostane iznad 1 GW.
Večernji sati ostaju najkritičnija tačka
Satne krive daju jasniju sliku od dnevnih proseka.
HUPX je pao na oko €80/MWh tokom 11. sata, pre nego što je dostigao maksimum od €276,50/MWh u 20. satu. Rumunija je pratila gotovo identičan obrazac, sa maksimumom od oko €283/MWh oko 20. sata.
Sličan obrazac zabeležen je u Bugarskoj, Grčkoj, Hrvatskoj i Sloveniji: izražen dnevni pad cena praćen je naglim večernjim rastom, kako je solarna proizvodnja opadala.
Satne krive mađarskog, rumunskog, bugarskog i grčkog tržišta kretale su se gotovo sinhronizovano tokom večernjeg porasta potražnje, dok je Nemačka veći deo dana ostajala značajno ispod istočnoevropskih tržišta.
Time ostaje prisutan poznati intraday problem SEE regiona. Dodatna solarna proizvodnja sve efikasnije obara cene tokom dnevnih sati, ali znatno manje doprinosi rešavanju nedostatka energije nakon zalaska sunca.
Razlika između podnevnih i večernjih cena tako postaje najmanje jednako važna za trgovce kao i razlike između nacionalnih tržišta.
Za fleksibilne elektrane, baterijske sisteme i hidroelektrane to stvara sve atraktivniju vrednost prebacivanja energije iz perioda niskih u periode visokih cena. Za kupce bazne energije, međutim, dnevni prosek može potceniti izloženost troškovima koncentrisanim u večernjim satima.
Srbija se zateže sa povratkom potražnje
Srbija je bila najjasniji primer promene nakon početka radne nedelje.
Potrošnja je porasla sa 3,57 GW na 3,87 GW, dok je domaća proizvodnja povećana sa 3,14 GW na 3,34 GW. Rast proizvodnje je tako pokrio samo deo povećanja potražnje od približno 291 MW, zbog čega je srpski neto uvoz porastao sa 434 MW na 521 MW.
Komercijalni tokovi pokazuju da je Srbija u proseku dobijala oko 247 MW iz Mađarske, 218 MW iz Bosne i Hercegovine, 141 MW iz Bugarske i 136 MW iz Hrvatske. Istovremeno je izvozila oko 120 MW ka Crnoj Gori i približno 105 MW prema Rumuniji.
Zatezanje srpskog bilansa poklopilo se sa rastom SEEPEX-a od €34/MWh, na približno €166/MWh.
Srbija je ipak ostala oko €10,5/MWh ispod HUPX-a. Tržište je, dakle, snažno poraslo, ali nije u potpunosti konvergiralo sa Mađarskom.
Ova razlika je važna za prekogranične trgovce. Neobično niska srpska bazna cena od ponedeljka uglavnom je nestala, ali je i dalje postojala vrednost u optimizaciji tokova između Mađarske i Srbije, kao i Bugarske i Srbije, tamo gde je raspoloživi kapacitet to omogućavao.
Srpska satna kriva takođe je pokazala snažan večernji skok, dostigavši oko €253/MWh. To potvrđuje da dnevni rast nije bio samo posledica višeg baznog nivoa, već i znatno zategnutijih uslova tokom vršnih sati.
Rumunija postaje ključni istočni rizik za balansiranje
Rumunija ostaje važan strukturni rizik za istočni deo SEE tržišta.
Njena day-ahead cena od €177,28/MWh bila je najviša među tesno povezanim tržištima Mađarske, Rumunije, Bugarske i Grčke.
Rumunska potrošnja iznosila je oko 5,81 GW, naspram proizvodnje od svega 4,79 GW, što je rezultiralo neto uvozom od približno 1,03 GW, u poređenju sa 704 MW prethodnog dana.
Posebno je značajno to što je dnevni bilans pokazao nultu nuklearnu proizvodnju. Rumunija je iz Mađarske dobijala oko 746 MW, a iz Bugarske 314 MW na osnovu prosečnih baznih tokova, uz manji izvoz prema Moldaviji.
Deficit je u skladu sa kontinuiranim gubitkom proizvodnje iz nuklearne elektrane Cernavodă. Rumunske vlasti produžile su vanredne energetske mere do septembra, jer nizak nivo Dunava ograničava rad nuklearne elektrane i povećava rizik od slabije domaće ponude u periodima visoke potražnje.
To Rumuniju čini jednom od najvažnijih promenljivih za regionalno tržište početkom septembra. Produženi nuklearni deficit može povući dodatne količine električne energije iz Mađarske i Bugarske ka istoku, čime se povećava konkurencija za energiju koja bi inače bila dostupna Srbiji, Hrvatskoj ili južnijim tržištima.
Bugarska trenutno obezbeđuje deo tog zaštitnog kapaciteta.
Njen elektroenergetski sistem ostao je značajan izvoznik, sa proizvodnjom od oko 4,97 GW naspram potrošnje od 4,02 GW, što je ostavilo neto izvoz blizu 954 MW.
Komercijalni rasporedi uključivali su približno 314 MW prema Rumuniji, 141 MW prema Srbiji, 124 MW prema Severnoj Makedoniji i 475 MW prema Grčkoj, na osnovu baznih tokova.
Ova kombinacija pomaže da se objasni zašto su bugarske i grčke cene ostale gotovo potpuno usklađene, uprkos značajnim bilateralnim tokovima.
Mađarska ostaje regionalno tranzitno čvorište
Mađarska je i dalje bila neto uvoznik, uprkos tome što je trgovala po višoj ceni od većine susednih SEE tržišta.
Mađarska potrošnja naglo je porasla na 4,73 GW, dok je proizvodnja iznosila oko 3,90 GW, što je rezultiralo prosečnim neto uvozom od 826 MW.
Međutim, osnovni tokovi bili su znatno veći od tog neto iznosa.
Mađarska je primala oko 1,62 GW iz Slovačke i 837 MW iz Austrije, dok je slala približno 746 MW prema Rumuniji, 707 MW prema Hrvatskoj, 311 MW prema Sloveniji i 247 MW prema Srbiji.
Posebno je bio izražen satni profil. Mađarska je tokom perioda van vršnog opterećenja bila neto uvoznik od gotovo 2 GW, ali je tokom vršnih sati prešla u prosečnu neto izvoznu poziciju od 336 MW.
To postaje sve karakterističnije za mađarsko tržište električne energije.
HUPX ne funkcioniše samo kao deficitno tržište, već i kao čvorište za preraspodelu električne energije između jeftinije severne proizvodnje i skupljih istočnih i južnih destinacija. Zbog toga cena na HUPX-u može ostati značajno iznad nemačke čak i kada Mađarska uvozi velike količine energije iz Austrije i Slovačke.
Crna Gora zadržava vrednost izvoza prema Italiji
Dalje na jugu, Crna Gora je ostala jedno od najjeftinijih SEE tržišta, sa cenom od €158,50/MWh, što je više od €18/MWh ispod HUPX-a i približno €40/MWh ispod Italije.
Crna Gora je ipak zabeležila malu neto izvoznu poziciju od oko 79 MW, uz proizvodnju od približno 535 MW i potrošnju od 456 MW.
Njeni komercijalni tokovi pokazuju značaj tranzita električne energije, a ne samo nacionalnog bilansa. Oko 516 MW bilo je planirano za izvoz iz Crne Gore prema Italiji, dok je istovremeno Crna Gora primala približno 328 MW iz Bosne i Hercegovine i 120 MW iz Srbije.
Razlika između cena u Italiji i Crnoj Gori stoga ostaje jedan od snažnijih signala za fizičku trgovinu u regionu, pod uslovom da je raspoloživ dovoljan prekogranični kapacitet.
Forward tržište dodaje premiju na rizik
Forward kriva pokazuje da trgovci trenutnu zategnutost tržišta ne posmatraju samo kao jednodnevni fenomen.
Mađarska električna energija za 37. nedelju procenjena je na €175,50/MWh, što predstavlja rast od 16,2% za sedam dana, dok je za 38. nedelju cena iznosila €179,50/MWh, odnosno oko 9,1% više na nedeljnom nivou.
Mađarska električna energija za oktobar dostigla je €181/MWh, u odnosu na €173,50/MWh 28. avgusta, dok je Cal-27 bazna cena porasla na €137,50/MWh.
Geografska forward struktura ostaje izražena. Za 37. nedelju Nemačka je bila oko €139/MWh, Mađarska €175,50/MWh, a Italija €203,50/MWh. To znači da je Mađarska bila oko €36,50/MWh iznad Nemačke, ali približno €28/MWh ispod Italije.
Ova struktura gotovo u potpunosti odražava day-ahead tržište i dodatno potvrđuje ulogu Mađarske kao cenovnog mosta između jeftinije centralne i zapadne Evrope i skupljih južnih tržišta.
I tržišta goriva doprinose premiji na rizik.
CEGH gas se kretao oko €69/MWh, oktobarski forward bio je blizu €71/MWh, Q1 2027 oko €69/MWh, dok su EU emisione dozvole procenjene na približno €83,1/t, a oktobarski ugalj na oko €133,50/t. Mađarske cene električne energije za 37. i 38. nedelju, kao i za oktobar, ojačale su tokom poslednje sesije.
Za SEE elektroenergetski kompleks, neposredan signal stoga nije samo viši nivo cena, već i veća vrednost fleksibilnosti tokom različitih delova dana.
Snažna solarna proizvodnja trebalo bi i dalje da ograničava cene tokom podneva, ali povratak potrošnje tokom radnih dana, rumunski nuklearni deficit, visoke cene gasa i stalna potražnja Italije za uvozom ostavljaju večernje sate posebno izloženim.
Ključni pokazatelji za trgovce u narednim sesijama biće HUPX–Nemačka spread, rumunski neto uvoz, prilivi iz Austrije i Slovačke prema Mađarskoj, razlika između Srbije i Mađarske i italijanska premija. Sa ključnim uvozom koji je već iznad 3,5 GW, dok više od 1 GW i dalje odlazi prema Italiji, regionalni sistem ima relativno malo prostora za dodatni poremećaj u snabdevanju pre nego što večernje cene ponovo naglo porastu.
