Cene električne energije u Jugoistočnoj Evropi padaju, dok veća proizvodnja produbljuje razlike unutar dana

[[PRRS_LINK_1]] na tržištu dan unapred u jugoistočnoj Evropi naglo su pale za isporuku 20. avgusta 2026. godine, iako je korekcija bila neujednačena širom regiona. Glavno kretanje bilo je široko pojeftinjenje na mađarskom i tržištima jugoistočne Evrope nakon povišenih nivoa zabeleženih početkom nedelje, dok je Italija krenula u suprotnom smeru i zadržala značajnu zapadnu premiju. HUPX je zabeležio cenu od 161,34 evra/MWh, što je za 6,60 evra/MWh manje nego dan ranije, dok je cena na rumunskom OPCOM-u bila gotovo identična i iznosila 160,86 evra/MWh. Slovenija je zabeležila 161,89 evra/MWh, a Hrvatska 161,36 evra/MWh.

Južnije i istočnije, korekcija je bila znatno izraženija. Bugarska je pala na 153,82 evra/MWh, Grčka na 146,57 evra/MWh, Srbija na 131,98 evra/MWh, Albanija na 152,48 evra/MWh, Crna Gora na 150,06 evra/MWh, a Severna Makedonija na 139,95 evra/MWh. Srbija je imala najnižu cenu u regionu, dok je italijanski reper porastao na 180,89 evra/MWh, čime je razlika između najjeftinijeg i najskupljeg tržišta dostigla gotovo 49 evra/MWh.

Obim dnevne korekcije važniji je od samog apsolutnog nivoa cena. Jednostavna, neponderisana korpa tržišta HUPX, OPCOM, IBEX, HENEX, BSP, CROPEX, SEEPEX, ALPEX, BELEN i MEMO pala je sa približno 163,94 evra/MWh na 152,03 evra/MWh, odnosno za oko 7,3 odsto u samo jednoj sesiji. Albanija je zabeležila najveći nominalni pad od 25,50 evra/MWh, a sledile su Srbija sa 19,20 evra/MWh, Severna Makedonija sa 14,70 evra/MWh, Bugarska sa 13,90 evra/MWh i Grčka sa 13,30 evra/MWh. Nemačka je takođe značajno pojeftinila, za 17,80 evra/MWh na 148,22 evra/MWh, dok je Austrija pala za samo 2 evra/MWh, na 165,16 evra/MWh. Italija je bila izuzetak, uz rast od 5,40 evra/MWh.

Rezultat je bio znatno širi geografski raspon cena. HUPX je trgovao uz premiju od 13,11 evra/MWh u odnosu na Nemačku, Srbija je bila 29,35 evra/MWh ispod Mađarske, dok je Italija imala premiju od 19,55 evra/MWh u odnosu na HUPX.

Ipak, ovu korekciju ne treba tumačiti kao povratak na zaista niske regionalne cene. Mađarska cena od 161,34 evra/MWh i dalje je bila približno 5 odsto iznad sedmodnevnog proseka od 153,5 evra/MWh. Rumunskih 160,86 evra/MWh bilo je više od 6 odsto iznad sedmodnevnog proseka, dok je Grčka, uprkos jednom od najvećih dnevnih padova, ostala gotovo 13 odsto iznad sedmodnevnog proseka od 129,9 evra/MWh. Cena u Srbiji od 131,98 evra/MWh takođe je bila oko 9 odsto iznad sedmodnevnog proseka. Ova sesija zato više liči na korekciju nakon izrazite zategnutosti tržišta tokom prethodnih nekoliko trgovinskih dana nego na strukturni pad cena.

Najvažniji signal za trgovce vidi se u kretanju cena po satima. Prosečna cena u vršnom bloku na HUPX-u iznosila je svega 148,9 evra/MWh, dok je u periodu van vršnog opterećenja bila 173,8 evra/MWh, što predstavlja neuobičajenu inverziju od gotovo 25 evra/MWh. Cena u Mađarskoj dostigla je dnevni minimum od 107,7 evra/MWh u 14. satu, nakon čega je porasla na 211,8 evra/MWh u 20. satu. Rumunija je imala gotovo identičan obrazac, sa 148 evra/MWh u vršnom bloku, 173,7 evra/MWh van vršnog opterećenja, minimumom od 106,1 evra/MWh i večernjim maksimumom od 211,5 evra/MWh. Slovenija je pokazala sličnu inverziju, sa cenom od 150,3 evra/MWh u vršnom bloku prema 173,5 evra/MWh van vršnog opterećenja.

Oblik krive cena tako postaje važniji od samog dnevnog proseka. Vrednost električne energije sve se više koncentriše u večernjim satima, dok cena tokom dana, kada je proizvodnja iz solarnih elektrana visoka, postaje znatno niža.

Grčka je pružila najjasniji primer. Osnovna cena na HENEX-u pala je na 146,57 evra/MWh, ali je prosečna cena u vršnom bloku iznosila svega 119,4 evra/MWh, u poređenju sa 173,7 evra/MWh van vršnog opterećenja. Grčko tržište dostiglo je minimum od samo 33 evra/MWh u 10. satu, pre nego što je cena porasla na 211,2 evra/MWh u 20. satu. Bugarska je pokazala isti obrazac, mada manje izražen, sa cenom od 133,9 evra/MWh u vršnom bloku, 173,7 evra/MWh van vršnog opterećenja, dnevnim minimumom od 69,1 evra/MWh i maksimumom od 211,2 evra/MWh. Hrvatska je bila bliža Mađarskoj, sa cenom od 149,2 evra/MWh u vršnom bloku i 173,5 evra/MWh van vršnog opterećenja.

Mediteranska i balkanska tržišta praktično formiraju cene za dva različita sistema unutar istog dana isporuke: period sa velikom ponudom električne energije iz solarnih elektrana i znatno zategnutiji bilans tokom večernjih i noćnih sati.

Zapadni Balkan je ostao manje cenovno usklađen sa tržištima centralne Evrope, ali je pokazao isti osnovni obrazac. Srbija je imala najnižu regionalnu cenu od 131,98 evra/MWh, pri čemu je prosečna cena u vršnom bloku iznosila 127,3 evra/MWh, van vršnog opterećenja 136,7 evra/MWh, dnevni minimum 75,3 evra/MWh, a maksimum 200 evra/MWh. Crna Gora je prosečno zabeležila 150,06 evra/MWh, ali je maksimum dostigao 221,1 evra/MWh. Albanija je dostigla 220,6 evra/MWh, uprkos osnovnoj ceni od 152,48 evra/MWh. Njena prosečna cena van vršnog opterećenja od 170,1 evra/MWh bila je više od 35 evra/MWh viša od cene u vršnom bloku. Severna Makedonija pokazala je sličnu inverziju, sa 124,6 evra/MWh u vršnom bloku i 155,3 evra/MWh van vršnog opterećenja.

Ovakvi profili dodatno naglašavaju rastući značaj fleksibilnosti, umesto same vrednosti bazne energije. Proizvođači i skladišni kapaciteti koji mogu da pomere proizvodnju ili isporuku u period od 19 do 22 časa suočavaju se sa potpuno drugačijim cenovnim okruženjem u odnosu na proizvodnju tokom dana, kada dominira solarna energija.

Fizički bilans sistema objašnjava veliki deo pada cena. Regionalna potrošnja Mađarske i jugoistočne Evrope porasla je na 32.506 MW sa 31.360 MW, što predstavlja dnevni rast od 1.146 MW, odnosno oko 3,7 odsto. Proizvodnja je, međutim, snažnije porasla, sa 29.758 MW na 31.839 MW, što je povećanje od nešto više od 2,08 GW, odnosno približno 7 odsto.

Kako je ponuda rasla brže od potrošnje, potreba regiona za neto uvozom smanjena je sa 1.601 MW na svega 667 MW, odnosno za 934 MW. Uvoz iz pravca Austrije i Slovačke smanjen je sa 2.044 MW na 1.383 MW, dok je regionalni izvoz prema Italiji porastao sa 450 MW na 915 MW. Za samo jednu trgovinsku sesiju jugoistočnoj Evropi bilo je potrebno znatno manje električne energije iz severnog pravca, dok je više nego udvostručena količina električne energije poslata ka zapadu, odnosno ka skupljem italijanskom tržištu.

Obnovljivi izvori dodatno su doprineli promeni bilansa. Prognoza za 20. avgust predviđala je regionalnu proizvodnju iz solarnih elektrana od 8.666 MW, što je 1.793 MW više nego prethodnog dana, dok je prognoza proizvodnje iz vetroelektrana iznosila 1.539 MW, odnosno 634 MW više. Zajedno, solarne elektrane i vetroelektrane trebalo je da povećaju proizvodnju za približno 2,43 GW na dnevnom nivou.

To povećanje pomaže da se objasni istovremena kombinacija veće regionalne potrošnje, manjeg neto uvoza i nižih cena u vršnom bloku. Tržište nije reagovalo samo na pad potrošnje. Region je trošio više električne energije, ali mu je bila potrebna manja količina energije iz uvoza jer je proizvodnja rasla još brže.

Bilans Mađarske posebno je ilustrativan. Potrošnja u Mađarskoj smanjena je sa 4.437 MW na 4.081 MW, dok je proizvodnja povećana sa 2.938 MW na 3.077 MW. Potreba za neto uvozom tako je smanjena sa 1.500 MW na 1.004 MW, odnosno za približno jednu trećinu.

Struktura se značajno razlikovala po trgovinskim blokovima. Mađarska je tokom vršnog bloka bila marginalni neto izvoznik, sa 97 MW, ali je tokom perioda van vršnog opterećenja uvozila u proseku 2.105 MW.

Osnovni tokovi obuhvatali su približno 786 MW iz Rumunije i 881 MW iz Slovačke, dok je Mađarska izvozila 411 MW ka Hrvatskoj, 144 MW ka Srbiji i 352 MW ka Sloveniji. Dnevni prosek zato prikriva sistem koji prelazi iz visoke zavisnosti od uvoza tokom noći u stanje blizu ravnoteže tokom dana, kada proizvodnja iz solarnih elektrana pruža podršku.

To takođe pomaže da se objasni naglo širenje razlike između nemačke i mađarske cene. HUPX je pao, ali je Nemačka pala znatno više. Cena bazne električne energije u Nemačkoj smanjena je na 148,22 evra/MWh, čime je Mađarska bila 13,11 evra/MWh skuplja, u poređenju sa razlikom od svega oko 2 evra/MWh ranije. Unutar dana, nemačka kriva bila je još izraženije kompresovana, sa cenom od 123,8 evra/MWh u vršnom bloku, 172,6 evra/MWh van vršnog opterećenja i dnevnim minimumom od 63,7 evra/MWh.

Širenje mađarske premije zato nije bilo posledica novog rasta cena u Mađarskoj, već agresivnijeg pada cena u Nemačkoj, uz istovremeno smanjenje uvoza iz centralne Evrope ka jugoistočnom regionu.

Grčka pruža još jasniji primer veze između obnovljivih izvora, prekograničnih tokova i formiranja cena po satima. Potrošnja u Grčkoj iznosila je 6.834 MW, proizvodnja 7.629 MW, a neto izvoz 795 MW. Razlika između trgovinskih blokova bila je veoma izražena: Grčka je tokom vršnih sati izvozila u proseku 1.516 MW, u poređenju sa svega 73 MW van vršnog opterećenja.

Njen osnovni tok prema Italiji povećan je na približno 412 MW, dok je izvoz prema Severnoj Makedoniji ostao oko 401 MW. Na granici sa Bugarskom smer toka menjao se u zavisnosti od trgovinskog bloka. Grčka je tokom vršnih sati snažno izvozila, ali je van vršnog opterećenja postajala uvoznik.

Dakle, upravo u satima kada su cene na HENEX-u naglo padale, grčki višak električne energije bio je plasiran na susedna tržišta.

Rumunija se takođe značajno približila ravnoteži. Potrošnja je gotovo nepromenjena iznosila 5.670 MW, u poređenju sa 5.693 MW dan ranije, dok je proizvodnja povećana sa 5.037 MW na 5.533 MW. Neto uvoz je zato smanjen sa 656 MW na svega 137 MW.

Rumunija je tokom vršnog bloka bila neto izvoznik sa 560 MW, dok je van vršnog opterećenja uvozila 834 MW, što predstavlja još jedan jasan pokazatelj razlike između dnevnog i noćnog bilansa. Tokovi iz Rumunije prema Mađarskoj iznosili su u proseku oko 786 MW na baznom nivou i rasli iznad 2,1 GW tokom vršnih sati, dok je Rumunija istovremeno uvozila značajne količine električne energije iz Bugarske.

Gotovo potpuno izjednačavanje cena na OPCOM-u i HUPX-u — 160,86 evra/MWh prema 161,34 evra/MWh — zato se odvija u okviru sve aktivnije tranzitne i balansne uloge Rumunije, a ne u okviru statičnog nacionalnog deficita.

Bugarska je ostala jedan od najvećih neto izvoznika u regionu, uz prosečan izvoz povećan na 1.294 MW, sa 1.224 MW 19. avgusta. Proizvodnja je dostigla 5.334 MW, u poređenju sa potrošnjom od 4.040 MW.

Bazni izvoz obuhvatio je 846 MW prema Rumuniji, 314 MW prema Srbiji i 130 MW prema Severnoj Makedoniji. Granica Bugarske i Grčke ponovo je pokazala promenu tokova tokom dana pod uticajem solarne proizvodnje. Na dnevnom nivou Bugarska je izvozila 104 MW prema Grčkoj, ali je tokom vršnog bloka zabeležen tok od 456 MW u suprotnom smeru, dok je van vršnog opterećenja Bugarska izvozila 664 MW prema jugu.

Ovakav preokret direktno odgovara veoma niskim grčkim cenama u vršnim satima i većem grčkom dnevnom višku električne energije.

Italija je bila odredište za veliki deo viška i ostala glavno tržište sa premijom. Južna Italija je prosečno beležila cenu od oko 180,89 evra/MWh, uz 173 evra/MWh u vršnom bloku i 188,8 evra/MWh van vršnog opterećenja.

Minimalna cena u Italiji i dalje je iznosila 153 evra/MWh, što je bilo dramatično više od dnevnih minimuma u Nemačkoj, Grčkoj, Bugarskoj i Srbiji.

Čak su i najjeftiniji sati u Italiji zato zadržavali značajnu vrednost u odnosu na najjeftinije periode u jugoistočnoj i centralnoj Evropi. Povećanje izvoza iz jugoistočne Evrope prema Italiji sa 450 MW na 915 MW u skladu je sa tim cenovnim signalom, jer je raspoloživi prekogranični kapacitet stvarao jasan ekonomski podsticaj za usmeravanje električne energije ka zapadu.

Terminsko tržište dodatno je potvrdilo da je rasprodaja bila koncentrisana na promptno tržište električne energije, a ne posledica jeftinijeg goriva. Mađarski ugovor za 35. nedelju pao je za 4,50 evra/MWh, na 146,50 evra/MWh, za 36. nedelju za 1 evro/MWh, na 147 evra/MWh, dok je septembarski ugovor pao za 2,50 evra/MWh, na 156 evra/MWh. Ugovor Cal-26, nasuprot tome, blago je porastao za 0,50 evra/MWh, na 129 evra/MWh.

Mađarski ugovor za 35. nedelju prethodno je pao 8,44 odsto tokom posmatranog trgovinskog perioda, u poređenju sa svega 0,4 odsto u Nemačkoj, dok je Italija zabeležila rast od 2,1 odsto. Promptni rizik u Mađarskoj tako je mnogo agresivnije revalorizovan nego na susednim zapadnim tržištima.

Na tržištima goriva nije zabeležen isti medveđi signal. Cena gasa na CEGH-u iznosila je 64,51 evra/MWh, što je 0,70 evra/MWh više, dok je grčki gasni reper porastao za 0,60 evra/MWh, na 54,93 evra/MWh. Cena EUA dozvola za emisiju ugljen-dioksida smanjena je za svega 0,60 evra po toni, na 81,71 evra/t. Septembarski ugovor za ugalj porastao je za 2 dolara po toni, na 124 dolara/t, dok je ugovor za četvrti kvartal povećan za 1 dolar, na 127 dolara/t.

Istovremeno, razlika između mađarskih i nemačkih terminskih cena ostala je značajna i iznosila je 23,50 evra/MWh za 35. nedelju, 25 evra/MWh za 36. nedelju, 24 evra/MWh za septembar i 20 evra/MWh za Cal-26.

Promptne cene električne energije zato su pale uprkos relativno stabilnim i čvrstim ulaznim cenama goriva, što ukazuje da su vremenski uslovi, proizvodnja iz obnovljivih izvora, prekogranični tokovi i bilans elektroenergetskog sistema bili dominantni faktori trgovinske sesije, a ne suštinska promena ekonomike proizvodnje u termoelektranama.

Trgovinska sesija 20. avgusta ostavlja jugoistočnu Evropu sa složenijom tržišnom strukturom nego što bi se moglo zaključiti samo na osnovu pada dnevnih prosečnih cena. Bazne cene korigovane su gotovo na svim tržištima, regionalna proizvodnja oporavila se brže od potrošnje, neto uvoz smanjen je za više od polovine, a izvoz prema Italiji je udvostručen.

Ipak, satne cene zadržale su veoma visoke premije u periodima ograničene ponude nakon zalaska sunca i pada solarne proizvodnje. HUPX je sa dnevnog minimuma od 107,7 evra/MWh tokom dana porastao na 211,8 evra/MWh u večernjim satima, Grčka sa 33 evra/MWh na 211,2 evra/MWh, dok su Albanija i Crna Gora zabeležile večernje maksimume iznad 220 evra/MWh.

Dominantna karakteristika tržišta zato više nije samo pitanje da li regionalna bazna cena raste ili pada. Sve značajnija postaje razlika u vrednosti između električne energije proizvedene tokom dana uz snažan doprinos solarnih elektrana i energije potrebne tokom večernjeg skoka potrošnje, dok raspoloživi prekogranični kapaciteti određuju koliko efikasno ti viškovi i deficiti mogu da se preraspodele između jugoistočne Evrope, centralne Evrope i Italije.