Dan unapred tržište električne energije u Jugoistočnoj Evropi za 25. avgust 2026. pokazuje tržište koje ostaje skupo, ali se sve više segmentira, umesto da bude podjednako zategnuto u celom regionu. Najizraženija karakteristika je gotovo potpuna konvergencija glavnih likvidnih tržišta Centralne i Istočne Evrope i SEE regiona oko 174–176 €/MWh, dok Srbija, Crna Gora i Severna Makedonija trguju uz značajne diskonte. Nemačka ostaje znatno jeftinija, dok Italija i dalje ima regionalni cenovni premijum.
HUPX je zaključio na 175,37 €/MWh, što predstavlja rast od 5,1 €/MWh u odnosu na prethodni dan. Rumunija je bila na 174,99 €/MWh, Bugarska na 173,75 €/MWh, Grčka na 173,73 €/MWh, Hrvatska na 175,08 €/MWh, a Slovenija na 175,67 €/MWh. Ceo HU-RO-BG-GR-HR-SI klaster tako se našao u izuzetno uskom rasponu od svega 1,94 €/MWh. Srbija je bila jasan izuzetak sa svega 157,95 €/MWh, odnosno 17,42 €/MWh ispod Mađarske, dok je Crna Gora bila na 164,58 €/MWh, Severna Makedonija na 165,53 €/MWh, a Albanija na 170,63 €/MWh. Nemačka je bila znatno niže, na 141,43 €/MWh, čime je HU-DE spread dostigao 33,94 €/MWh, dok je Austrija bila na 177,64 €/MWh, a Italija na 190,54 €/MWh.
Najvažnija promena na strani fundamenta nije bio pad regionalne proizvodnje, već nagli rast potrošnje koji je uglavnom morao da bude pokriven uvozom. Potrošnja u HU+SEE regionu porasla je sa 32.510 MW na 33.505 MW, odnosno za 995 MW, dok je ukupna proizvodnja povećana za svega 327 MW, sa 30.421 MW na 30.748 MW. Neto uvoz je zato porastao za preostalih 668 MW, sa 2.089 MW na 2.757 MW. Uvoz iz jezgra AT+SK dostigao je 3.000 MW, što je 144 MW više nego prethodnog dana, dok je izvoz prema Italiji pao na 713 MW sa 1.187 MW. Region se, dakle, više oslanjao na Centralnu Evropu, dok je istovremeno nastavio da šalje značajne količine električne energije ka skupljem italijanskom tržištu.
Mađarska je glavni izvor zatezanja tržišta
Mađarska predstavlja jedan od glavnih razloga za promenu regionalnog balansa. Potrošnja u zemlji porasla je za 285 MW, sa 4.369 MW na 4.654 MW, dok je domaća proizvodnja pala sa 3.434 MW na 3.329 MW. Potreba za neto uvozom tako je povećana sa 935 MW na 1.325 MW, što predstavlja pogoršanje bilansa od čak 390 MW u samo jednoj sesiji. Približno 28,5% mađarske potrošnje bilo je pokriveno neto uvozom.
To objašnjava i rast HUPX-a od 5,1 €/MWh i širenje premijuma prema Nemačkoj. Mađarska nije samo pratila opšti rast cena u SEE regionu; njen domaći bilans se dodatno pogoršao upravo u trenutku kada je Nemačka ostala znatno jeftinija. HU-DE spread proširio se na 33,94 €/MWh, u odnosu na približno 27 €/MWh prethodno. Podaci o tokovima pokazuju snažnu podršku Mađarskoj sa severa, naročito preko Slovačke i Austrije, ali ti tokovi nisu bili dovoljni da eliminišu cenovnu razliku.
Terminsko tržište ukazuje da trgovci ovaj premijum ne smatraju isključivo jednodnevnom pojavom. Mađarski Week 36 ugovor bio je indikativno na 146,50 €/MWh, dok je HU-DE spread za Week 36 dostigao 28,50 €/MWh. Septembarski mađarski ugovor bio je na 163 €/MWh, uz premijum od 26,50 €/MWh prema Nemačkoj, dok je Calendar 2026 spread ostao oko 19,50 €/MWh.
Srbija se kreće u suprotnom smeru
Najzanimljivije odstupanje na tržištu predstavlja Srbija.
Dok je praktično većina glavnih regionalnih berzi zabeležila rast od 4–6 €/MWh, SEEPEX je pao za 1,9 €/MWh na 157,95 €/MWh. Fizički bilans Srbije se pritom poboljšao: potrošnja je smanjena sa 3.602 MW na 3.579 MW, ukupna proizvodnja povećana je sa 3.037 MW na 3.167 MW, a neto uvoz smanjen sa 565 MW na 412 MW. Drugim rečima, oko 153 MW prethodne potrebe Srbije za uvozom je nestalo.
Međutim, dnevni prosek ne pokazuje u potpunosti koliko je izraženo razdvajanje Srbije od ostatka regiona.
Vršne cene na SEEPEX-u pale su sa 143,9 na 138,2 €/MWh, dok je cena u vanvršnim satima blago porasla na 177,7 €/MWh. Minimalna satna cena pala je sa 100 €/MWh na svega 54,1 €/MWh oko H12, dok je maksimalna cena smanjena sa 240 na 211 €/MWh.
To predstavlja jedan od najjasnijih signala današnjeg tržišta: Srbija nije samo „jeftinija“, već ima veoma izražen dnevni pad cena, nakon kojeg slede znatno skuplji večernji i noćni sati. Razlika od 39,5 €/MWh između prosečne vršne cene od 138,2 €/MWh i vanvršne cene od 177,7 €/MWh pokazuje koliko solarna proizvodnja menja tradicionalnu logiku vršnih i vanvršnih perioda.
Postoji i važna prekogranična implikacija. Uprkos tome što je Srbija na dnevnom nivou bila oko 17 €/MWh jeftinija od Mađarske, prosečan planirani tok između Srbije i Mađarske iznosio je oko 40 MW u smeru Srbije, umesto prema skupljem HUPX tržištu. U vršnim satima tok je dostizao oko 81 MW iz Mađarske ka Srbiji.
To je važno upozorenje da se SEEPEX-HUPX spread na dnevnom nivou ne može automatski posmatrati kao slobodno dostupna arbitražna prilika. Dodela prekograničnih kapaciteta, nominacije, satni oblik cena i nedovoljna integrisanost tržišta mogu imati veći uticaj od samog dnevnog proseka. Za trgovce je upravo ograničena i nesavršeno dostupna fizička prekogranična kapacitivnost ono što ovaj spread čini relevantnim.
Regionalna cenovna kriva sve više prati solarnu proizvodnju
Isti fenomen vidljiv je i na HUPX-u, mada nešto manje izraženo. Mađarska bazna cena bila je 175,4 €/MWh, ali je vršna cena u proseku iznosila svega 159,2 €/MWh, naspram 191,5 €/MWh u vanvršnim satima. Minimalna cena na HUPX-u bila je 122,8 €/MWh oko H12, dok je maksimalna dostigla 225,7 €/MWh oko H19.
Ovakav obrnuti odnos vršnih i vanvršnih cena postaje jedno od ključnih obeležja kratkoročnog trgovanja na letnjim SEE tržištima. Tradicionalna pretpostavka da dnevna vršna električna energija ima cenovni premijum postaje sve manje pouzdana jer vršni blok obuhvata i period najveće solarne proizvodnje. Periodi oskudice sve više se pomeraju ka večernjem ramp-upu, a sve češće i ka noćnim satima.
Prognoza proizvodnje dodatno potvrđuje ovu sliku. Regionalna solarna proizvodnja očekivana je na oko 7,9 GW, odnosno približno 1,27 GW više nego prethodnog dana, dok je proizvodnja iz vetra prognozirana na svega 1,94 GW, što je oko 805 MW manje. Istovremeno, potrošnja je porasla za gotovo 1 GW. Rezultat zato nije jednostavno tržište sa viškom obnovljive energije: solar obara cene u sredini dana, dok slabija proizvodnja vetra i veća potrošnja održavaju visoke cene van solarnog perioda.
Zbog toga dan sa baznom cenom HUPX-a od 175 €/MWh istovremeno može da sadrži cenu oko 123 €/MWh u sredini dana i više od 220 €/MWh u večernjim satima.
Pad cene u Crnoj Gori uglavnom predstavlja povlačenje nakon skoka oskudice
Crna Gora je zabeležila najveći dnevni pad, pri čemu je BELEN pao za 22,1 €/MWh na 164,58 €/MWh. Međutim, satni podaci pokazuju da je uglavnom reč o normalizaciji nakon izuzetno visokog cenovnog vrha 24. avgusta.
Vršna cena u Crnoj Gori pala je sa izuzetnih 220,4 €/MWh na 151,3 €/MWh, dok je maksimalna satna cena smanjena sa 450,2 na 230 €/MWh. Nasuprot tome, vanvršna cena je porasla sa 153 na 177,9 €/MWh.
Zato pad bazne cene od 22 €/MWh ne predstavlja opšti pad vrednosti električne energije u Crnoj Gori. On pre svega odražava nestanak ekstremnog večernjeg perioda oskudice iz prethodnog dana.
Fizički bilans se takođe blago poboljšao. Potrošnja je porasla sa 473 MW na 485 MW, ali je proizvodnja povećana još snažnije, sa 330 MW na 363 MW, čime je neto uvoz smanjen sa 144 MW na 122 MW.
Još je interesantnija uloga Crne Gore kao tranzitnog tržišta prema Italiji. Na baznom nivou, Crna Gora je u proseku primala oko 306 MW iz Bosne i Hercegovine, 144 MW iz Srbije i 112 MW sa Kosova, uz manje tokove iz drugih pravaca, dok je prema Italiji slala oko 452 MW.
To znači da je Crna Gora istovremeno bila neto uvoznik i važan tranzitni koridor ka skupljem italijanskom tržištu. Sa južnom Italijom oko 190,5 €/MWh, naspram 164,6 €/MWh na BELEN-u, ekonomika koridora Crna Gora–Italija ostaje veoma izražena.
Rumunija se približava HUPX-u uprkos boljem domaćem bilansu
Rumunija predstavlja gotovo suprotan primer Srbiji. Potrošnja je porasla za 154 MW, ali je proizvodnja povećana za 262 MW, zbog čega je neto uvoz smanjen sa 540 MW na 430 MW. Uprkos poboljšanju domaćeg bilansa, OPCOM je porastao za 4,6 €/MWh na 174,99 €/MWh, svega 0,38 €/MWh ispod HUPX-a.
To pokazuje koliko je rumunsko tržište trenutno snažno određeno širim povezanim tržištem, a ne samo sopstvenim dnevnim bilansom proizvodnje i potrošnje.
Intraday tokovi su posebno indikativni. Rumunija je na nivou celog dana bila uvoznik, ali je tokom vršnih sati postala neto izvoznik od 191 MW, dok je u vanvršnim periodima uvozila više od 1 GW. Tokovi između Rumunije i Mađarske menjali su smer još snažnije: Rumunija je tokom vršnih sati izvozila oko 939 MW prema Mađarskoj, a zatim u vanvršnim satima uvozila približno 1,34 GW.
To je praktična manifestacija nove regionalne cenovne krive: tokovi električne energije menjaju smer između perioda visoke solarne proizvodnje i strukturno zategnutijih sati.
Terminsko tržište potvrđuje trend
Na tržištu goriva takođe nema mnogo prostora za olakšanje. CEGH gas bio je oko 69,15 €/MWh, što je 1,7 €/MWh više, dok je grčki gas poskupeo za više od 5 €/MWh, a cena emisija CO₂ u EU bila je oko 83,8 €/t, uz rast od 1,2 €/t. Mađarski septembarski power ugovor porastao je za oko 4 €/MWh, dok su septembarski i Q4 gasni forwardi takođe ojačali. Ugalj je ostao relativno stabilan.
Na širem vremenskom horizontu obuhvaćenom podacima, CEGH septembarski gas porastao je oko 10,3%, Q4 gas oko 11,1%, API2 septembarski ugalj približno 5%, a decembarski EUA oko 2,4%.
Terminska kriva zato ne pruža mnogo dokaza da će se mađarski premijum prema Nemačkoj uskoro smanjiti. Tržište pre svega ukazuje na kombinaciju visokih troškova gasa, povišenih cena emisija, ograničenja na prenosnoj mreži i sve izraženijeg intradnevnog profila obnovljivih izvora.
Glavni signal sa tržišta 25. avgusta zato nije samo činjenica da električna energija u SEE regionu ostaje skupa. Mnogo važnije je to što se tržište deli na sve jasnije različite trgovačke režime. Mađarska, Rumunija, Bugarska, Grčka, Hrvatska i Slovenija praktično su se konvergirale oko 175 €/MWh, dok se Srbija odvojila gotovo 17 €/MWh ispod tog jezgra. Crna Gora i Severna Makedonija nalaze se u srednjoj diskontnoj zoni. Nemačka je više od 30 €/MWh jeftinija od Mađarske, dok Italija zadržava značajan premijum.
Istovremeno, tradicionalni bazni prosek postaje sve manje dovoljan za razumevanje tržišta. Srbija sa cenom od 158 €/MWh ima satnu cenu od svega 54 €/MWh u sredini dana, ali gotovo 180 €/MWh u vanvršnim satima. Pad cene u Crnoj Gori od 22 €/MWh prikriva rast vanvršnih cena od 25 €/MWh, dok Rumunija menja smer tokova iz uvoza u izvoz između različitih blokova. Mađarska istovremeno povećava potrebu za uvozom, dok se njen premijum prema Nemačkoj širi.
Za trgovce su zato trenutno najvažniji signali trajni HU-DE congestion premijum, SEEPEX-HUPX diskont koji nije moguće jednostavno arbitrirati, tranzitna ekonomika koridora Crna Gora–Italija i sve izraženija razlika između sredine dana i večernjih sati širom SEE regiona.
