Cene struje u Jugoistočnoj Evropi se razdvajaju: centralni klaster pod pritiskom večernje potrošnje

Tržište električne energije za dan unapred u Jugoistočnoj Evropi ušlo je 6. avgusta 2026. godine sa izrazitom podelom između tesno povezanog mađarsko-rumunsko-slovenačko-hrvatskog cenovnog područja i tržišta Grčke, Bugarske i Severne Makedonije. Dok su cene u centralnom delu regiona ostale pod pritiskom, van tog povezanog kruga došlo je do vidljivijeg popuštanja, što ukazuje na to da kratkoročna ograničenja sistema sve više određuju dinamiku spot cena.

Konvergencija u centralnom klasteru, ali slabljenje van njega

Na mađarskom HUPX tržištu bazna cena porasla je za 6,2 evra/MWh na 182,42 evra/MWh. Rumunija je završila trgovanje na nešto višem nivou od 182,90 evra/MWh, dok su Slovenija i Hrvatska zabeležile najviše cene u okviru centralnog klastera—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 je oslabila izvan 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 i 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 bila najskuplje tržište u regionu sa 198,35 evra/MWh.

Zagušenja i ograničena prekogranična fleksibilnost guraju razlike

Razlika između Mađarske i Nemačke povećala se na 82,91 evra/MWh (za više od 17 evra/MWh u odnosu na prethodnu sesiju). Mađarska je istovremeno bila skuplja od Grčke za 40,79 evra/MWh i niža od Italije za približno 16 evra/MWh. U tekstu se naglašava da ovako velike razlike ne mogu biti objašnjene samo troškovima goriva—već pre svega ograničenjima prenosne mreže, neujednačenom raspoloživošću proizvodnih kapaciteta i ograničenom prekograničnom fleksibilnošću.

Dnevna struktura cena pokazala je da glavni pritisak dolazi iz večernje potrošnje. Na HUPX-u minimalna cena bila je 102,80 evra/MWh u podne pre nego što dostigne 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 sugeriše da su najskuplji periodi bili koncentrisani tokom večeri i noći.

Solarna proizvodnja pomaže tokom dana, ali ne rešava večernji skok

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, a prosečna cena u vršnim satima iznosila svega 46,10 evra/MWh. Tekst povezuje ovu razliku sa rastućim značajem prekograničnih kapaciteta i fleksibilne proizvodnje (uključujući baterijska skladišta) za upravljanje promenljivošću obnovljivih izvora.

Rumunija uglavnom prati kretanje Mađarske: bazna cena bila je 182,90 evra/MWh uz večernji maksimum od 301,60 evra/MWh. Slovenija i Hrvatska imale su gotovo identičan profil sa dnevnim maksimumima od 285,30 evra/MWh odnosno 288,80 evra/MWh. Takva sličnost ukazuje da centralnoevropsko tržišno područje reaguje na zajedničko ograničenje raspoloživih kapaciteta u večernjim satima.

Srbija: deficit raste tokom vrhnih sati uprkos nižem dnevnom proseku

Srbija je ostala blago ispod nivoa Mađarske: SEEPEX cena pala je za 1,3 evra/MWh na 175,41 evra/MWh. Prosečna cena u vršnim satima porasla je na 153,90 evra/MWh dok su cene van vršnih sati ostale visoke (197 evra/MWh). Iako je tržište tokom sata oko vrha (20.) dostiglo vrednost od 326 evra/MWh (navedeno kao maksimum), niže cene tokom ostalih sati omogućile su da dnevni prosek bude ispod HUPX-a.

Prognozirana prosečna potrošnja električne energije u Srbiji smanjena je za 92 MW na ukupno 3.918 MW; istovremeno proizvodnja pala za približno 180 MW na oko 3.400 MW. Zbog toga Srbija ima potrebu za neto uvozom od oko 518 MW (oko 13% prosečne domaće potrošnje). Komercijalni rasporedi pokazali su snažne prilive iz Bugarske i Severne Makedonije uz manje količine iz Mađarske i Bosne i Hercegovine.

U isto vreme Srbija nastavlja da izvozi električnu energiju prema Rumuniji i Crnoj Gori—što ukazuje da nije samo deficitno tržište već i regionalni tranzitni/redistributivni centar. Neto uvoz tokom vršnih sati povećan je na oko 858 MW; upravo to objašnjava zašto SEEPEX dostiže cenu do navedenih maksimuma uprkos nižoj dnevnoj prosečnoj vrednosti u odnosu na Mađarsku.

Struktura proizvodnje: termoelektrane dominiraju tamo gde se formira cena

Struktura proizvodnje u Srbiji ostaje dominantno oslonjena na termoelektrane na ugalj koje obezbeđuju čak 77% proizvodnje. Hidroelektrane učestvuju sa 19%, vetroelektrane sa oko 3%, a gasne elektrane sa približno1%. Tekst time ističe da termoenergetski kapaciteti ostaju ključni domaći oslonac za formiranje cena—dok zavisnost od uvoza raste posebno tokom perioda visoke potrošnje.

Širi bilansi: Mađarska najveći strukturni deficit unutar klastera

Na širem području Mađarske i jugoistočne Evrope prognozirana prosečna potrošnja iznosila je oko34.728 MW (rast od518 MW), dok regionalna proizvodnja raste za svega oko290 MW na32.585 MW—ostavljajući potrebu za neto uvozom od oko2.143 MW uprkos nešto nižim temperaturama.

Mađarska ostaje najveće strukturno deficitno tržište unutar centralnog klastera: potrošnja se prognozira na5.249 MW naspram proizvodnje od samo2.949 MW što rezultira neto uvozom od oko2.300 MW. Domaća proizvodnja smanjena je za179 MW; posebno niska bila je nuklearna proizvodnja—171 MW naspram872 MW zabeleženih31.jula.

U tekstu se navodi da se mađarski sistem značajno oslanja na import iz susednih zemalja: oko1.229 MW iz Slovačke (navedeno),922 MW iz Austrije,i657 MW iz Rumunije; solarne elektrane proizvele suprosečno1.508MW,g asne913MW,a termoelektrane naugalj257MW. Zavisnost Mađarske posebno dolazi do izražaja tokom večernjih sati kada solarna proizvodnja opada.

Grčka kao kontrast: obnovljivi izvori obaraju cene uprkos mrežnim ograničenjima

Grčka predstavlja suprotnu stranu regionalnog bilansa: proizvodnja raste na8.971MW,a potrošnja dostiže7.499MW što omogućava prosečan izvoz od1.472MW. Izvoz ide ka Bugarskoj Italiji Severnoj Makedoniji Albaniji i Turskoj.

Cena električne energije u Grčkoj pala je na141 ,63ev ra/ M Wh zahvaljujući snažnoj proizvodnji iz obnovljivih izvora: solar učestvuje sa31%, vetar sa21%, gas sa36%, hidro sa8%, dok uglj ima udio4%. Velika proizvodnja obnovljivih izvora oborila j ednevne cene i podržala izvoz; ipak mrežna ograničenja sprečila su potpunu cenovnu povezanost regiona.

Kretanja terminskih ugovora prate slabiju energentsku pozadinu

Terminska tržišta kretala su se drugačije nego spot dan unapred: mađarski ugovor za septembar2026.pao j eza8 ,50ev ra/ M Wh,n a157ev ra/ M Wh,a ugovor za33.nedelju smanjen j eza7 ,50ev ra/ M Wh,n a173 ,50ev ra/ M Wh . Premija Mađarske naspram Nemačke za33.nedelju smanjena j e n a45 ,50ev ra/ M Wh,d ok j e razlika za septembar pala n a32 ,50ev ra/ M Wh .

Padajuće terminske cene podržane su slabijim cenama energenata: austrijski CEGH gas pao j e n a55 ,37ev ra/ M Wh,a grčki referentni gas n a51 ,06ev ra/ M Wh; dozvole CO₂ pale su n a81 ,09ev ra/t . Gas za septembar trgovao se oko54ev ra/ M Wh,a cenu uglj a tekst navodi kao114dolara po toni.

Zaključak: premija spot cena više govori o kratkoročnim ograničenjima nego o osnovnoj ekonomici goriva

Kombinacija visokih spot cena električne energije i slabijih cena goriva upućuje da trenutna premija prvenstveno proizlazi iz kratkoročnih ograničenja elektroenergetskog sistema—posebno kada nestaje solarna proizvodnja—umesto iz osnovne ekonomike proizvodnje goriva ili emisija CO₂ . Najveći pritisak ostaje koncentrisan tokom večernjih sati kada smanjena raspoloživost nuklearne energije u Mađarskoj zajedno s potrebama Srbije za uvozom i zagušenjima u centralnoj Evropi održavaju cene visokim nivoima.