Cene električne energije za dan unapred širom Jugoistočne Evrope i Mađarske naglo su porasle za isporuku u ponedeljak, preokrenuvši blaži trend sa vikenda, nakon što je oštar pad proizvodnje vetra primorao sistem na prelazak na termo proizvodnju i skuplji uvoz.
Mađarski HUPX je zatvorio na 120,45 €/MWh, predvodeći regionalni rast i postavljajući cenovni referentni nivo za Centralnu i Jugoistočnu Evropu. Cene su sledile u međusobno povezanim tržištima, pa je SEEPEX u Srbiji porastao na 109,08 €/MWh, hrvatski CROPEX na 106,06 €/MWh, slovenački BSP na 105,12 €/MWh, a rumunski OPCOM na 103,52 €/MWh. Južna tržišta ostala su strukturno jeftinija, sa Grčkom na 83,41 €/MWh, Crnom Gorom na 88,28 €/MWh i Albanijom na 78,83 €/MWh.
Oporavak je bio posebno izražen u Zapadnom Balkanu. Srbija je zabeležila najveći dnevni skok od +44,4 €/MWh, zatim Mađarska sa +36,6 €/MWh i Rumunija sa +31,1 €/MWh, što ukazuje na koordinisano regionalno rešenje cena usled zatezanja ponude, a ne rasta potražnje.
Osnovni uzrok bio je naglo smanjenje proizvodnje iz obnovljivih izvora, pre svega vetra, što je prisililo brzu preraspodelu proizvodnog miksa. Ukupna regionalna proizvodnja iznosila je 27.590 MW, što je pad od 966 MW na dnevnom nivou, dok je potrošnja bila oko 25.487 MW, zbog čega je sistem postao zavisan od uvoza.
Proizvodnja vetra je pala na 1.510 MW, što je pad od 2.785 MW u odnosu na prethodni dan, čime je uklonjen važan jeftin izvor energije. Solarna proizvodnja je blago porasla na 4.641 MW, ali to nije bilo dovoljno da nadoknadi manjak vetra, posebno van dnevnog svetla.
Sistem je reagovao jasnim povećanjem termo proizvodnje. Gasne elektrane su porasle na 2.702 MW (+296 MW), a ugalj na 4.608 MW (+63 MW). Nuklearna proizvodnja ostala je stabilna na 5.794 MW, dok je hidroenergija iznosila 5.866 MW, uz blagi pad zbog hidroloških varijacija. Ostali izvori porasli su na 2.469 MW, što ukazuje na dodatne balansne intervencije.
Ovakva promena u proizvodnom miksu značajno je povećala granične troškove proizvodnje, jer su skuplje termoelektrane zamenile izgubljenu obnovljivu energiju. Efekat je pojačan većom zavisnošću od uvoza, pri čemu su neto regionalni uvozi dostigli 1.185 MW, dok su glavni tokovi (iz Austrije i Slovačke ka Mađarskoj i dalje ka JIE) porasli na 2.604 MW.
Mađarska, kao ključni cenovni čvor, dodatno je povukla skuplju energiju iz centralnoevropskog sistema, uz širenje razlike između Nemačke i Mađarske na oko 22–23 €/MWh, što je dodatno poguralo cene u Jugoistočnoj Evropi.
Uprkos rastu cena, potražnja je ostala relativno slaba. Regionalna potrošnja je pala za 1.520 MW, što potvrđuje da je skok cena bio isključivo posledica ograničenja ponude, a ne rasta tražnje.
Unutardnevni obrasci pokazali su tipičnu prolećnu strukturu, ali sa pojačanom volatilnošću. Tokom podnevnih sati cene su padale u opseg od 30–40 €/MWh zbog solarne proizvodnje, dok su uveče naglo rasle kada solar nestaje, a termo postaje marginalni izvor. Maksimalne cene dostizale su preko 270 €/MWh u Mađarskoj i 150–175 €/MWh u JIE tržištima, naročito u periodu H20–H21, što pokazuje sve veću važnost večernjih pikova.
Regionalni cenovni rasponi ostali su izraženi uprkos rastu. Mađarska je ostala najskuplja, dok je Srbija bila oko 11 €/MWh niža, Hrvatska i Slovenija 14–15 €/MWh niže, a južna tržišta više od 35 €/MWh ispod mađarskog nivoa.
Prekogranični tokovi potvrdili su zatezanje sistema. Region JIE ostao je neto uvoznik, posebno iz centralnoevropskog sistema, pri čemu Mađarska ima ključnu ulogu tranzitnog čvorišta kroz koje viša cena električne energije ulazi u region.
Terminska tržišta, međutim, nisu pratila rast spot cena. Kratkoročni bazni ugovori blago su pali, u opsegu 90–100 €/MWh, što ukazuje da tržište ovaj skok vidi kao kratkoročan, vremenski uslovljen događaj. Cene gasa ostale su stabilne oko 42–47 €/MWh, dok su emisije CO₂ bile oko 77 €/t, a terminski ugalj blago opao.
Za učesnike na tržištu, situacija je naglasila značaj fleksibilnosti. Elektrane koje mogu brzo da reaguju na večernje pikove — posebno hidro i gasne — imale su korist, dok su fiksne i neobezbeđene pozicije bile izložene riziku.
Struktura tržišta električne energije u JIE sve više pokazuje da formiranje cena zavisi od kombinacije nestabilnosti obnovljivih izvora, troškova termalne rezerve i uvozne zavisnosti, pri čemu Mađarska ostaje centralno čvorište. Kada vetar padne, sistem brzo prelazi na skuplju proizvodnju i uvoz, što izaziva sinhronizovane i nagle promene cena širom regiona.
Uz očekivanu nastavak volatilnosti vetra, slični obrasci verovatno će se nastaviti i u narednom periodu — niže cene tokom dana, snažni večernji skokovi i stalna osetljivost na tokove iz centralnoevropskog sistema.
