Tržište električne energije za dan unapred u Jugoistočnoj Evropi ušlo je 6. avgusta 2026. godine sa jasnom podelom između tesno povezanog mađarsko-rumunsko-slovenačko-hrvatskog cenovnog područja i tržišta Grčke, Bugarske i Severne Makedonije, gde su cene sve više niže. Veća regionalna potrošnja i smanjena raspoloživost konvencionalnih proizvodnih kapaciteta nastavile su da vrše pritisak na cene u centralnom delu regiona, uprkos većoj proizvodnji iz solarnih elektrana i padu cena gasa, emisija ugljen-dioksida i terminskih ugovora za električnu energiju.
Bazna cena na mađarskom HUPX tržištu porasla je za 6,2 evra/MWh, na 182,42 evra/MWh, dok je Rumunija završila trgovanje na nešto višem nivou od 182,90 evra/MWh. Slovenija i Hrvatska zabeležile su najviše cene u okviru centralnog tržišnog klastera, od 183,34 evra/MWh i 183,35 evra/MWh. Razlika između ova četiri tržišta bila je manja od 1 evra/MWh, što ukazuje na snažnu cenovnu konvergenciju u severnom i zapadnom delu jugoistočne Evrope.
Ta konvergencija oslabila je van ovog povezanog područja. Austrija je trgovala po ceni od 174,16 evra/MWh, Srbija po 175,41 evra/MWh, Crna Gora po 173,91 evra/MWh, a Albanija po 176,88 evra/MWh. Bugarska je zaključila trgovanje na 170,56 evra/MWh, Severna Makedonija na 158,52 evra/MWh, dok je Grčka zabeležila pad od 10 evra/MWh, na 141,63 evra/MWh. Nemačka je ostala značajno jeftinija sa cenom od 99,51 evra/MWh, dok je Italija i dalje bila najskuplje tržište u regionu sa 198,35 evra/MWh.
Nastala razlika između Mađarske i Nemačke povećala se na 82,91 evra/MWh, odnosno za više od 17 evra/MWh u odnosu na prethodnu trgovinsku sesiju. Mađarska je istovremeno bila skuplja od Grčke za 40,79 evra/MWh i jeftinija od Italije za približno 16 evra/MWh. Ovako velike razlike ne mogu se objasniti samo troškovima goriva, već odražavaju ograničenja prenosne mreže, neujednačenu raspoloživost proizvodnih kapaciteta i ograničenu prekograničnu fleksibilnost.
Dnevna struktura cena pokazala je da je glavni pritisak dolazio iz večernje potrošnje. HUPX je zabeležio minimalnu cenu od 102,80 evra/MWh u podne, pre nego što je dostigao maksimum od 298,20 evra/MWh u 21. satu. Prosečna cena tokom vršnih sati u Mađarskoj iznosila je 164,60 evra/MWh, dok je prosečna cena van vršnih sati dostigla čak 200,20 evra/MWh, što pokazuje da su najskuplji periodi bili koncentrisani tokom večeri i noći, a ne u tradicionalnom dnevnom vršnom periodu.
Nemačka je imala sličan obrazac oblikovan solarnom proizvodnjom, ali uz znatno niži nivo cena. Cena je pala na minus 1,40 evra/MWh tokom 14. sata, dok je prosečna cena u vršnim satima iznosila svega 46,10 evra/MWh. Razlika između negativnih nemačkih podnevnih cena i mađarskih večernjih cena koje se približavaju 300 evra/MWh pokazuje rastući značaj prekograničnih kapaciteta, fleksibilne proizvodnje i baterijskih skladišta energije u upravljanju promenljivošću obnovljivih izvora.
Rumunija je uglavnom pratila kretanje Mađarske, sa baznom cenom od 182,90 evra/MWh i večernjim maksimumom od 301,60 evra/MWh. Slovenija i Hrvatska imale su gotovo identičan profil, sa dnevnim maksimumima od 285,30 evra/MWh i 288,80 evra/MWh. Sličnost kretanja cena ukazuje da je centralnoevropsko tržišno područje reagovalo na zajedničko ograničenje raspoloživih kapaciteta u večernjim satima, a ne na pojedinačne probleme u snabdevanju pojedinačnih država.
Srbija je ostala blago ispod nivoa Mađarske, pri čemu je cena na SEEPEX tržištu pala za 1,3 evra/MWh, na 175,41 evra/MWh. Prosečna cena u vršnim satima porasla je na 153,90 evra/MWh, dok je prosečna cena van vršnih sati ostala visoka i iznosila 197 evra/MWh. Iako je tržište tokom 20. sata dostiglo 326 evra/MWh, niže cene tokom ostalih sati omogućile su da dnevni prosek ostane ispod HUPX-a.
Prognozirana prosečna potrošnja električne energije u Srbiji smanjena je za 92 MW, na 3.918 MW, dok je proizvodnja pala za približno 180 MW, na 3.400 MW. Kao rezultat toga, Srbija je imala potrebu za neto uvozom od 518 MW, što predstavlja oko 13% prosečne domaće potrošnje. Komercijalni rasporedi pokazali su snažne prilive električne energije iz Bugarske i Severne Makedonije, dok su manje količine dolazile iz Mađarske i Bosne i Hercegovine.
Istovremeno, Srbija je nastavila da izvozi električnu energiju prema Rumuniji i Crnoj Gori, što pokazuje da zemlja nije samo deficitno tržište, već i važan regionalni tranzitni i redistributivni centar. Neto uvoz tokom vršnih sati povećan je na 858 MW, što objašnjava zašto je SEEPEX dostigao 326 evra/MWh uprkos nižoj dnevnoj prosečnoj ceni u odnosu na Mađarsku.
Struktura proizvodnje u Srbiji i dalje je bila dominantno oslonjena na termoelektrane na ugalj, koje su obezbedile 77% proizvodnje, dok su hidroelektrane učestvovale sa 19%, vetroelektrane sa 3%, a gasne elektrane sa oko 1%. Termoenergetski kapaciteti ostali su glavni domaći oslonac za formiranje cena, dok se zavisnost od uvoza povećavala tokom perioda visoke potrošnje.
Na širem području Mađarske i jugoistočne Evrope, prosečna potrošnja prognozirana je na 34.728 MW, što je povećanje od 518 MW u odnosu na prethodni dan. Regionalna proizvodnja porasla je za svega oko 290 MW, na 32.585 MW, ostavljajući potrebu za neto uvozom od 2.143 MW. Zavisnost od uvoza nastavila je da raste uprkos nešto nižim temperaturama.
Mađarska je ostala najveće strukturno deficitno tržište unutar centralnog klastera. Potrošnja je prognozirana na 5.249 MW, dok je proizvodnja iznosila svega 2.949 MW, što je rezultiralo potrebom za neto uvozom od 2.300 MW. Domaća proizvodnja smanjena je za 179 MW, dok je proizvodnja iz nuklearnih elektrana ostala posebno niska – svega 171 MW, u poređenju sa 872 MW 31. jula.
Mađarski sistem u velikoj meri oslanjao se na uvoz iz susednih zemalja, uključujući oko 1.229 MW iz Slovačke, 922 MW iz Austrije i 657 MW iz Rumunije. Solarne elektrane proizvodile su prosečno 1.508 MW, gasne elektrane 913 MW, a termoelektrane na ugalj 257 MW. Zavisnost Mađarske od uvoza posebno je izražena u večernjim satima, kada solarna proizvodnja nestaje.
Grčka je predstavljala suprotnu stranu regionalnog bilansa. Proizvodnja električne energije povećana je na 8.971 MW, dok je potrošnja dostigla 7.499 MW, omogućavajući prosečan izvoz od 1.472 MW. Grčka je izvozila električnu energiju prema Bugarskoj, Italiji, Severnoj Makedoniji, Albaniji i Turskoj.
Cena električne energije u Grčkoj pala je na 141,63 evra/MWh zahvaljujući snažnoj proizvodnji iz obnovljivih izvora. Solarne elektrane učestvovale su sa 31%, vetroelektrane sa 21%, gasne elektrane sa 36%, hidroelektrane sa 8%, dok je udeo uglja iznosio svega 4%. Velika proizvodnja iz obnovljivih izvora oborila je dnevne cene i podržala izvoz, iako su ograničenja mreže sprečila potpunu cenovnu povezanost regiona.
Bugarska je ostala jedan od najvećih izvoznika u odnosu na domaću potrošnju. Proizvodnja je dostigla 5.285 MW, dok je potrošnja iznosila 3.990 MW, što je omogućilo izvoz od 1.295 MW. Zemlja je snabdevala Rumuniju, Srbiju i Severnu Makedoniju, dok je njena cena porasla na 170,56 evra/MWh zbog povećane potražnje sa severnih tržišta.
Deficit električne energije u Hrvatskoj povećan je na 1.151 MW, usled rasta potrošnje i pada domaće proizvodnje. Uvoz iz Slovenije i Mađarske pomogao je u pokrivanju potreba, dok se hrvatska cena gotovo u potpunosti izjednačila sa slovenačkom i rumunskom na 183,35 evra/MWh, odražavajući marginalnu vrednost ograničene ponude u centralnom regionu.
Terminska tržišta električne energije kretala su se u suprotnom smeru u odnosu na tržište za dan unapred. Mađarski ugovor za septembar 2026. pao je za 8,50 evra/MWh, na 157 evra/MWh, dok je ugovor za 33. nedelju smanjen za 7,50 evra/MWh, na 173,50 evra/MWh. Premija Mađarske u odnosu na Nemačku za 33. nedelju smanjena je na 45,50 evra/MWh, dok je septembarska razlika pala na 32,50 evra/MWh.
Pad terminskih cena podržan je slabijim cenama energenata. Austrijski CEGH gas pao je na 55,37 evra/MWh, grčki referentni gas na 51,06 evra/MWh, dok su dozvole za emisiju CO₂ u EU pale na 81,09 evra/t. Gas za septembar trgovao se oko 54 evra/MWh, dok je cena uglja pala na 114 dolara po toni.
Kombinacija visokih spot cena električne energije i slabijih cena goriva pokazuje da trenutna tržišna premija prvenstveno proizlazi iz kratkoročnih ograničenja elektroenergetskog sistema, a ne iz osnovne ekonomike proizvodnje. Najveći pritisak i dalje je koncentrisan u večernjim satima, kada smanjena raspoloživost nuklearne energije u Mađarskoj, potrebe Srbije za uvozom i zagušenja u centralnoj Evropi održavaju cene na visokim nivoima.
Dok Grčka i Nemačka tokom dana raspolažu velikim količinama jeftine solarne energije, značajan deo te energije ne može da stigne do tržišta kojima je najpotrebnija tokom večernjih vršnih perioda. Sve veći značaj dobijaju fleksibilnost mreže, kapaciteti za skladištenje energije i jače regionalne elektroenergetske veze širom jugoistočne Evrope.
