Jugoistočna Evropa i Mađarska započele su novu nedelju snažnim oporavkom cena električne energije za naredni dan, ali ovaj pomak nije bio posledica opšteg zatezanja na strani goriva, već sve izraženijeg tržišta koje se sve više određuje po satnoj strukturi opterećenja. Podaci za 15. jun 2026. pokazuju sistem u kojem su solarno bogati podnevni sati i dalje slabi, ponekad i ekstremno slabi, dok se prava premija oskudice pomera u večernji period nakon zalaska sunca.
Najjasniji signal došao je iz Mađarske. HUPX je zatvorio na €91.89/MWh, što je rast od €31.9/MWh u odnosu na nedelju, vraćajući Mađarsku u ulogu jednog od ključnih regionalnih cenovnih referentnih čvorišta. Rumunija je bila blizu sa €90.24/MWh, Slovenija €87.85/MWh, Hrvatska €87.23/MWh, Grčka €86.75/MWh i Bugarska €85.71/MWh. Širi SEE kompleks je tako poskupeo relativno koordinisano, ali ne i ravnomerno. Italija je ostala premijum tržište sa €130.02/MWh, dok je Srbija izdvojena kao najjeftinija tačka regiona sa €53.40/MWh, čak €38.49/MWh ispod HUPX-a.
Ta razlika je važna jer pokazuje da region više ne funkcioniše kao jednostavan blok vezan za cenu goriva. Isti dnevni bilans sada daje više različitih cenovnih priča u zavisnosti od prekograničnih kapaciteta, likvidnosti, penetracije solara, hidro fleksibilnosti i mogućnosti izvoza u premijum zone. Italijanski premijum u odnosu na Mađarsku od oko €38.13/MWh i dalje podržava izvozni signal ka Italiji, uz protoke od oko 1.055 MW. Istovremeno, Zapadni Balkan ostaje strukturno jeftiniji, sa Albanijom €64.56/MWh, Crnom Gorom €72.50/MWh i Severnom Makedonijom €72.05/MWh. Ovi rasponi stvaraju arbitražni potencijal, ali i otkrivaju ograničenja fizičke integracije tržišta.
Fizički bilans ne ukazuje na klasičan regionalni nedostatak ponude. Prosečna potrošnja porasla je na 28.944 MW, ali su neto uvozi pali na 1.652 MW. Drugim rečima, region je plaćao više iako je uvoz bio manji. To znači da kretanje cena više zavisi od satne strukture potražnje nego od ukupnog manjka snabdevanja. Glavni tokovi iz Austrije i Slovačke ka Mađarskoj i Sloveniji ostali su značajni, ali je spread Mađarska–Nemačka sužen na €17.62/MWh.
Satna kriva pokazuje pravu sliku. HUPX je zabeležio minimum od samo €4.9/MWh u H14, tokom solarno jakog dela dana, dok je maksimum dostigao €182.2/MWh u H21. Time bazna cena od €91.9/MWh prikriva veoma iskrivljenu strukturu. Tradicionalni „peak” bio je slabiji, dok je „off-peak” bio viši, što odražava vrednost jutarnjih i večernjih sati. Ova inverzija postaje ključni signal za trgovce jer pokazuje da profit više nije u klasičnom peak/off-peak modelu, već u upravljanju podnevnim viškom i večernjim skokom.
Solarna proizvodnja je bila centralni faktor. Regionalni solar je dostigao 7.296 MW, što je značajan dnevni rast. Ova količina energije snažno pritiska cene tokom dana, ali ne uklanja oskudicu – samo je pomera. Kada solar padne uveče, sistem mora da pokrije potrošnju kroz hidro, gas, ugalj, uvoz i fleksibilnu proizvodnju. Vetar je ostao slab sa 1.160 MW, što je dodatno pojačalo zavisnost od termalne i uvozne fleksibilnosti u večernjim satima.
Balansi zemalja potvrđuju ovu sliku. Bugarska i Grčka bile su neto izvoznici, dok su Hrvatska i Rumunija bili veliki uvoznici. Mađarska i Srbija su takođe bile uvozno orijentisane, ali ukupni deficit regiona je bio manji nego prethodnog dana. Cene su rasle jer je tržištu trebala veća čvrstina u pravim satima, a ne zbog ukupnog manjka energije.
Signali iz goriva i CO2 tržišta nisu bili dovoljno jaki da objasne rast. Gas je ostao stabilan, a EUA CO2 bez promene. Terminski ugovori za Mađarsku čak su bili slabiji, što ukazuje da spot rast nije bio posledica šireg bullish repricing-a forward krive, već specifičnog dnevnog disbalansa između solarne proizvodnje i večernje potražnje.
Za proizvođače, signal je sve neprijatniji. Solar trpi kanibalizaciju u satima kada najviše proizvodi, dok vetar ima drugačiji profil i može biti vredniji ako se javlja u večernjim satima. Hidro ostaje ključan za večernje vrhove, ali je ograničen. Gas i ugalj i dalje određuju cenu kritičnih sati kada obnovljivi izvori padaju.
Za baterije, dan je bio gotovo idealan arbitražni scenario: ekstremno nizak dnevni minimum i visok večernji maksimum stvaraju snažan spread za skladištenje i dispečing, uz uslov da su kontrolisani troškovi degradacije i mrežnih naknada. Vrednost baterija nije samo u arbitraži, već i u smanjenju neravnoteža i stabilizaciji portfolija.
Za industrijske potrošače, zaključak je da se više ne može oslanjati na prosečnu cenu. Tržište zahteva satno planiranje, jer je razlika između podnevne i večernje cene sve veća. Za izvoznike u EU dodatno raste značaj dokazivanja emisija i strukture potrošnje struje, jer CBAM i ESG zahtevi traže preciznu evidenciju.
Spread ka Italiji ostaje snažan, ali realna vrednost trgovine zavisi sve više od kapaciteta, balansiranja i CO2 dokumentacije. Nominalni cenovni razliki više nisu dovoljni – ključna je mogućnost da se energija fizički i regulatorno isporuči preko granica.
Zaključno, 15. jun pokazuje da SEE i Mađarska tržišta više ne funkcionišu kao klasični dnevni balans, već kao sistem satne oskudice. Solar kompresuje dan, večernji sati postaju najskuplji deo dana, Italija vuče premium, a Mađarska ostaje referentna tačka gde se sve ove sile spajaju. Tržište ne šalje signal opšteg poskupljenja, već jasnu poruku: večernji ramp postaje najvredniji segment električne energije.
