SEE tržište struje ponovo iznad 120 €/MWh: Srbija zadržava večernju premiju, Italija snažno kupuje iz regiona

Jugoistočnoevropsko tržište električne energije otvorilo je novu nedelju širokim i neuobičajeno oštrim revidiranjem cena naviše, uz povratak potrošnje posle radnog oporavka i smanjenje neto uvoza. Bazne cene na tržištu za dan unapred porasle su za između 36 i 44 €/MWh na većini regionalnih berzi, ali unutardnevna slika ostaje podeljena: solarni profil spušta cene oko podneva, dok se maksimumi vraćaju u večernjim satima kada fleksibilnost postaje vrednija.

Gde su se cene zadržale iznad 120 €/MWh

HUPX je zaključio na 127,61 €/MWh, što predstavlja rast od 41,70 €/MWh. SEEPEX je dostigao 131,27 €/MWh—najvišu cenu među glavnim tržištima jugoistočne Evrope—uz povećanje od 43,90 €/MWh u odnosu na prethodnu nedelju.

Rumunija je završila na 126,66 €/MWh, Hrvatska na 126,74 €/MWh, Slovenija na 127,36 €/MWh i Albanija na 126,02 €/MWh. Bugarska i Grčka zabeležile su po 124,88 €/MWh.

Na dnu regionalnog raspona ostali su Crna Gora i Severna Makedonija: BELEN je zaključio na 121,00 €/MWh, a MEMO na 122,97 €/MWh. I ta tržišta su ipak zabeležila rast od 36,20 €/MWh odnosno 38,00 €/MWh.

Konvergencija baznih cena uz nepomerene granice

Rezultat je doneo značajnu konvergenciju baznih cena između centralnih i istočnih delova regiona jugoistočne Evrope. Međutim, strukturne cenovne granice ostale su vidljive na krajnjim tačkama regiona: Nemačka je ostala znatno ispod SEE regiona sa 103,16 €/MWh, pa mađarsko-nemački raspon iznosi 24,44 €/MWh.

Italija je nastavila da trguje znatno skuplje od susedstva: nacionalna cena dostigla je 172,56 €/MWh. To predstavlja premiju od 44,95 €/MWh u odnosu na Mađarsku, 47,68 €/MWh prema Grčkoj i 51,56 €/MWh prema Crnoj Gori.

Solarna kompresija podneva ustupa mesto večernjoj oskudici

Regionalni proseci baznih cena prikrivaju izraženu unutardnevnu podelu. Solarni proizvodni profil spustio je cene na minimum između H10 i H14 širom povezanih tržišta. Maksimum se pomerio na H20–H22 kada fotonaponska proizvodnja uglavnom nestane i kada termalna, hidro i uvozna fleksibilnost postaju vrednije.

Na HUPX-u minimalna cena iznosila je 43,10 €/MWh u H14. Zatim je usledio maksimum od 194,70 €/MWh u H22. Dnevni raspon od 151,60 €/MWh bio je veći od samog rasta bazne cene—što ukazuje da se deo “revalorizacije” odvijao kroz ekstremnije satove.

Mađarski vršni blok imao je prosečnu cenu od samo 97,90 €/MWh (vršni), dok je vanvršni blok dostigao 157,30 €/MWh jer uključuje skuplje kasnovečernje sate.

Sličan obrazac vidljiv je i drugde: Grčka i Bugarska imale su gotovo identične profile sa padom do 42,60 €/MWh i rastom do oko 190–190+ €/MWh. Rumunija se kretala između približno 42–43 €/MWh i oko 190–191 €/MWh. Slovenija je zabeležila raspon od oko 48 do oko 187 €/MWh.

Srbija strukturno zategnutija: premija koncentrisana u dnevnom i večernjem periodu

Srbija se izdvojila kao sistem koji ostaje strukturno “zategnutiji”. SEEPEX se nije spuštao ispod 80,10 €/MWh—gotovo dvostruko više od minimuma u Mađarskoj (i Rumuniji/Bugarskoj). U H21 SEEPEX je dostigao čak 210,00 €/MWh.

Prosečna cena srpskog vršnog bloka bila je viša za dodatnih 18,90 €/MWh u odnosu na HUPX (116,80 naspram niže vrednosti), dok je vanvršni prosek bio niži za oko 11,50 €/MWh nego Mađarska (145,80 naspram). Ovaj obrnuti odnos sugeriše da srpska premija nije ravnomerno raspoređena tokom dana već se koncentrisala u dnevnim i večernjim satima balansiranja.

Severna Makedonija imala je raspon od približno 56 do oko 207–208 €/MWh; Albanija od oko 63 do oko 213; Crna Gora od oko 52 do oko179 €. Italija je ostala skupa čak i tokom solarnog minimuma: minimalna nacionalna cena bila je 147,20 €, a maksimum dostigao čak 213,80 €. Njeni uži unutardnevni rasponi (66,60 €) ukazuju da termalni cenovni pod ostaje uporan.

Potrosnja raste tokom radne nedelje; neto uvoz opada

Povećanje baznih cena povezano je sa promenama potrošnje i tokova. Ukupna potrošnja u Mađarskoj i širem SEE regionu porasla je sa približno 30.910 MW na oko33.502 MW (dnevni rast od oko2.592 MW ili8 ,4%). Rast je prvenstveno posledica početka radne nedelje uz dodatni doprinos snažnije potrošnje na istočnim i južnim tržištima.

Bugarska beleži najveći proporcionalni skok potrošnje (+807 MW ili +23 ,6% do4 .232 MW). Rumunija dodaje720 MW (do5 .926 MW), a Grčka povećava potrošnju za896 MW (+12 ,5%) do8 .070 MW. Veću potrošnju beleže još Hrvatska، Slovenija، Albanija i Kosovo.

U Mađarskoj potrošnja ide suprotno: smanjena je za približno175 MW (do4 .219 MW), dok je Srbija smanjila opterećenje za130 MW (do3 .441 MW). Ova smanjenja ublažila su rast opterećenja severnim i centralnim delovima sistema—ali nisu sprečila revalorizaciju regionalnih cena naviše.

Ukupna proizvodnja porasla je brže nego potrošnja sa približno28 .312 MW na31 .465 MW (+3 .153 MW ili +11 ,1%). Time je neto regionalni uvoz smanjen sa2 .598 MW na2 .037 MW: pokrivanje uvoza palo je na oko6 ,1% ukupne potrošnje sa8 ,4% koliko je bilo u nedelji.

Mesto Mađarske kao čvorišta za preraspodelu

Mađarska nastavlja da funkcioniše kao vremensko-geografsko čvorište za preraspodelu električne energije. Uvoz iz Austrije i Slovačke ka Mađarskoj i Sloveniji prosečno je iznosio3 .520 MW—363 MW manje nego prethodnog dana—ali značajno više od konačne neto pozicije regiona po pitanju uvoza.

Slovačka je isporučivala Mađarskoj prosečno1 .829 MW uz rast tokom vanvršnih sati do2 .309 MW; Austrija je dodavala još627 MW. Istovremeno Mađarska izvozi799 MW ka Rumuniji،690 MW ka Hrvatskoj i310 MW ka Sloveniji.

Zbog toga se njena ukupna pozicija menja po blokovima: Mađarska je neto izvoznica tokom vršnih sati (621 MW), ali neto uvoznik tokom vanvršnog perioda (1 .974 MW). Neto uvoz kroz ceo dan pao je sa1 .299 MW na676 MW (skoro48%), dok domaća proizvodnja raste sa3 .095 MW na3 .543 MW uz pad potrošnje—kombinacija koja poboljšava nacionalni bilans čak i dok HUPX raste iznad127 € /MW h.

Srbije održava regionalnu premiju uprkos manjem deficitu

Srbija proizvodi3 .038 MW uz potrošnju3 .441 MW—što stvara prosečnu potrebu za uvozom od403 MW. Deficit je manji nego u nedelji kada je iznosio585 MW، ali satna raspodela ostaje zategnutija: neto uvoz raste na725 MW tokom vršnog bloka naspram samo81 MW u vanvršnom periodu.

Nije bilo tipičnog snabdevanja iz Bugarske; tok Bugarska–Srbija pao je sa331 MW u nedelji n a nulu. Umesto toga Srbija približno300 MW dobija iz Bosne i Hercegovine،233 MW iz Hrvatske i214 MW iz Rumunije; samo vršni uvoz iz Rumunije dostiže410 MW.

Ipak، Srbja istovremeno izvozi234 MW ka Crnoj Gori i118 MW ka Severnoj Makedoniji. Ta kombinacija pokriva domaći proizvodni deficit dok podržava ugovorene/fizičke isporuke ka jugu—i zajedno sa izostankom toka iz Bugarske pomaže da SEEPEX drži premiju prema HUPX-u (3 ,66 € /MW h) kao i prema Bugarskoj і Grčkoj (6 ,39 € /MW h).

Bugarska snabdeva južni koridor; Italijanski prijem dominira zapadnim tokovima

Bugarska ostaje najveći neto izvoznik u regionu sa1 .010 MW، uz ukupnu proizvodnju5 .241 Μ W і potrošnju4 .232 Μ W. Zemlja isporučuje prosečno639 Μ W ka Grčkoj і408 Μ W ka Severnoj Makedoniji; granica Rumunije–Bugarske gotovo uravnotežena je sa51 Μ W toka ka Rumuniji.

Tok Bugarska–Grčka porastao je na1 .596 Μ W tokom H20، kada regionalne cene ulaze u fazu večernjeg rasta. Uprkos velikom fizičkom prenosu، Bugarska і Grčka zaključile su po potpuno istoj baznoj ceni od124 ,88 € /MW h، što ukazuje na dnevnu konvergenciju preko te granice—dok satna zagušenja ipak mogu da budu relevantna uprkos identičnim prosečnim nivoima.

Grčka preokreće nedeljnu sliku: beleži neto uvoz od581 Μ W nakon izvozne pozicije od187 Μ W ranije tokom nedelje. Potrošnja raste za896 Μ W، a proizvodnja samo za502 Μ W، zbog čega postaje ključan uvoz iz Bugarske і Severne Makedonije; istovremeno Grčka nastavlja da isporučuje približno228 Μ W Italiji.

Kratkoročni troškovi goriva ne objašnjavaju sve; terminska kriva signalizira letnju napetost

Cena spot pomeranja prvenstveno se pripisuje opterećenju sistema، satnoj rezidualnoj potražnji і prekograničnom pozicioniranju—ne naglom jednodnevnom šoku u trošku goriva. Gas na CEGH-u ostaje na58 ,29 € /MW h， grčki gas blago raste na47 ,15 € /Mw h， dok dozvole EU ETS za emisije ugljen-dioksida ostaju nepromenjene na79 ,11 € /t.

Kombinovana efikasnost gasnog postrojenja od55% znači da indikativni varijabilni trošak proizvodnje iz gasa bude približno135 € /Mw h pre operativnih troškova; grčki gas reper daje približno115 € /Mw h. Na tom osnovu HUPX se nalazi nešto ispod indikativnog praga proizvodnje iz gasa u centralnoj Evropi， dok HENEX zadržava umjerenu pozitivnu čistu spark maržu za efikasne grčke gasne jedinice. Večernje cene od190–210 € /Mw h obezbeđuju znatno jače marže za gasnu proizvodnju.

Samo trošak ugljenika dodaje približno70–75 € /Mw h varijabilnom trošku konvencionalne proizvodnje iz uglja; uz cenu uglja API2 oko119 ,5 €, efikasna proizvodnja iz uglja pozicionirana je blizu regionalne bazne cene pre specifičnih operativnih troškova postrojenja. Drugim rečima: gorivo može da podrži cenovni pod， ali ekstremi večernjih sati zahtevaju zagušenja і manjak fleksibilnosti。

Duga sredina dana vs kratki večernji sati; baterije bi profitirale samo delimično

Dnevni rasponi stvaraju teorijski signal za skladištenje energije: bruto razlika minimum–maksimum na HUPX-u dostiže151 ,60 € /Mw h， uporedivo sa147 ,70 € /Mw h u Grčkoj і Bugarskoj，151 ,70 € /Mw h u Severnoj Makedoniji і129 ,90 € /Mw h u Srbiji. Međutim， stvarni prihodi baterije bili bi niži zbog gubitaka pri ciklusu punjenja/pražnjena， naknade za trgovanje， degradacije і nesavršenog upravljanja。

Zagušenja ne nestaju preko granica; terminska kriva očekuje popuštanje italijanske premije oskudice

Nedelja30 ugovor trgovana je na119 ,00 € /Μw h， što znači da je poslednje zatvaranje bilo4 ,00 € /Μw h niže and8 ,61 € /Μw h ispod ponedeljničkog spot rezultata. Nedelja31 bila je135 ,50 € /Μw h（premija16 ,50 € /Μw h）；avgustovski ugovor142 ,50 €, septembarski156 ,50 €, a četvrti kvartal160 ,50 €. HU-DE terminski raspon proširio se sa6 ,50 € /Μw h za Nedelju30 na20 ,00 € /Μw h za Nedelju31；oko19 ,50 € za avgust і25 ,00 € za četvrti kvartal。

Italijanska premija prema Mađarskoj smanjuje se kako rokovi idu dalje: sa40 、00€ /Μw h za Nedelju30 na23 、00€ /Mw h za Nedelju31；14 、50€ za avgust і samo1 、00€ za četvrti kvartal。 Za kalendarsku2027 ，Mađarska je5 、00€ /Mw h iznad Italije， što ukazuje da terminsko tržište očekuje smanjenje neposredne italijanske premije oskudice， uz zadržavanje većeg strukturnog diskonta Mađarske prema Nemačkoj。

Kratak zaključak o tome šta pokreće sledeće poteze trgovaca

Dostupnost solarne energije dovoljna je da komprimuje cene od H10 do H14， ali slabiji vetar， opadajuća hidro fleksibilnost， zavisnost Srbije od uvoza i kontinuirana italijanska tražnja za izvozom iz zapadnog SEE regiona ostavljaju večernji porast potrošnje osetljivim na raspoloživost termoelektrana і prekogranične nominacije。 Kratkoročna mađarska backwardacija ograničava podsticaj da se juri ponedeljnički rast bazne cene， dok snažan skok sa119 、00€ /Mw h（Nedelja30）na135 、50€（Nedelja31）zadržava jasnu premiju za kasnije letnje zatezanje tržišta。