Cene struje u jugoistočnoj Evropi skočile 17. avgusta: oporavak potražnje i pad vetra zategli bilans

Cene električne energije na day-ahead tržištima jugoistočne Evrope snažno su porasle za isporuku u ponedeljak, a skok je bio najizraženiji u Mađarskoj i na severnom delu regiona. Za investitore i trgovce to je signal da se kratkoročni fizički bilans može brzo preokrenuti kada se potražnja oporavi, a proizvodnja iz vetra oslabi—što se potom preliva u širu krivu cena.

Skok do gotovo 180 evra/MWh na HUPX-u i u susedstvu

Na mađarskom tržištu HUPX zabeležena je najviša cena u regionu od 183,86 evra/MWh, što je za 45,9 evra/MWh više nego u nedelju. Slovenija je pratila sa 181,48 evra/MWh, Austrija sa 181,46 evra/MWh, Hrvatska sa 180,63 evra/MWh i Italija sa 179,30 evra/MWh.

U Rumuniji je cena dostigla 172,58 evra/MWh, dok je Bugarska zabeležila 169,90 evra/MWh. Na jugu regiona kretanja su bila blaža: Grčka 153,42 evra/MWh, Albanija 144,33 evra/MWh, Severna Makedonija 151,23 evra/MWh i Crna Gora 168,22 evra/MWh. Srbija je ostala najjeftinije tržište sa 128,19 evra/MWh.

Široko rasprostranjen rast: od potrošnje do neto uvoza

Rast cena nije bio izolovan na pojedinim satima ili samo na jednom tržištu. U Grčkoj su cene porasle za 48,4 evra/MWh u odnosu na prethodni dan; Severna Makedonija za 48,3 evra/MWh; a Srbija za 46,0 evra/MWh. Mađarska, Slovenija, Bugarska i Hrvatska takođe su zabeležile povećanja u rasponu od 42,9 do 45,9 evra/MWh.

Za takvu dinamiku ključna je promena regionalnog fizičkog bilansa nakon perioda niže potrošnje tokom nedelje. Kombinovana potrošnja električne energije u Mađarskoj i jugoistočnoj Evropi porasla je na 30.974 MW (rast od 4.206 MW). Istovremeno je region prešao sa male neto izvozne pozicije od 240 MW u nedelju na neto uvoz od 1.107 MW za isporuku u ponedeljak.

Uvoz iz centralnoevropskog tržišta preko Austrije i Slovačke povećan je na 1.405 MW—oko 402 MW više nego prethodnog dana.

Pad vetra uklonio više od gigavata „jeftine“ proizvodnje

Raspoloživost obnovljivih izvora bila je neujednačena. Proizvodnja iz vetra naglo je pala na 2.210 MW sa 3.227 MW—što znači da je sa tržišta uklonjeno više od 1 GW relativno jeftine proizvodnje. Hidroproizvodnja je takođe smanjena sa 4.355 MW na 4.082 MW.

Solarna proizvodnja porasla je za oko 515 MW na ukupno 6.830 MW, ali nije bila dovoljna da nadoknadi snažniju potražnju niti pad vetra i hidroelektrana. Proizvodnja iz termoelektrana na ugalj porasla je na 6.154 MW, dok je proizvodnja iz gasnih elektrana povećana na 4.391 MW—što ukazuje na veće oslanjanje na termalne kapacitete.

Zatezanje krive cena: bazna cena i peak rast tokom celog perioda

Zatezanje bilansa vidljivo je posebno na mađarskoj day-ahead krivoj ceni: bazna cena na HUPX-u skočila je na 183,9 evra/MWh sa 137,9 evra/MWh u nedelju. Peak cena porasla je na 181,4 evra/MWh sa ranijih 101,6 evra/MWh.

Minimalna satna cena zabeležila je još snažniji skok—142,3 evra/MWh (sa svega 27,3 evra/MWh dan ranije). Maksimalna cena porasla je umjerenije na 226,1 evra/MWh sa prethodnih206 ,5 evra/MWh.

Struktura rasta ukazuje da ponestalo nije samo „u večernjim satima“, već da su cene rasle široko kroz ceo period isporuke—uključujući sate koji su prethodno beležili znatno niže nivoe.

Severni klaster konvergira oko ~180 €/MWh; Srbija ostaje diskont

Tržišta severnog dela jugoistočne Evrope ostala su tesno povezana s cenama Mađarske: Slovenija oko 181–182 evra/MWh (181,5), Hrvatska oko (180–181) (180,6) i Austrija oko (181–182) (181,5). Minimalne cene su grupisane približno oko nivoa od 140–142 evra/MWh.

Konvergencija sugeriše čvršću cenovnu zonu Mađarske–Slovenije–Hrvatske–Austrije u odnosu na južni Balkan gde razlike ostaju veće: Mađarska trguje oko11 €/MWh iznad Rumunije;14 €/MWh iznad Bugarske;30 €/MWh iznad Grčke; i gotovo56 €/MWh iznad Srbije.

Srbija ostaje tržište s najvećim regionalnim diskontom uprkos dnevnom rastu cena: SEEPEX navodi prosečnu cenu od128 ,2 €/MWh uz prosečnu peak cenu120 ,6 €/MWh; minimalnu satnu cenu62 €/MWh i maksimalnu240 €/MWh.

Velika razlika između Srbije i Mađarske upućuje da problem nije samo „integrisani odgovor“ celog regiona već da postoje zagušenja i ograničen kapacitet prenosa ka severu.

Terminska kriva gasa i emisija bez jasnog objašnjenja

Prekogranični tokovi prate promenu strukture cena: HU+SEE region prešao je na neto uvoz od1 .107 MW dok se izvoz ka Italiji smanjio naglo—na281 MW sa1 .364 MW koliko je bilo u nedelju. Uvoz preko Austrije i Slovačke povećan je na1 .405 MW.

Povezanost se vidi i kroz konvergenciju između Italije i severnog dela SEE regiona: nacionalna day-ahead cena u Italiji bila je179 ,3 €/MWh (oko4 ,6 €/MWh manje nego u Mađarskoj), dok je italijanska peak cena bila oko169 ,7 €/MWh.

S druge strane, terminska tržišta gasa i emisija bila su relativno stabilna te nisu pružila značajno objašnjenje za intenzitet spot rasta: gas na CEGH-u kotirao je oko62 ,18 €/MWh; EUA emisijske dozvole bile su oko81 ,79 € po toni.

Kratkoročna premija dominira nad terminskom krivom

Mađarska nedeljna cena električne energije procenjena za Week34 iznosila je156 ,50 €/MWh; za Week35160 ,50 €/MWh; septembarski ugovor161 ,50 €/MWh; a Calendar2026126 ,50 €/M Wh. Day-ahead cena stoga je bila više od22 €/M Wh iznad septembarskog ugovora—što pokazuje da se premija koncentrisala prvenstveno na kratkoročnom fizičkom tržištu.

Naredni dani: fokus će biti razlika između severnog klastera i južnijih tržišta

Regionalno tržište ostaje osetljivo na raspoloživost vetra i kretanje potrošnje tokom radnih dana. Trgovanje za ponedeljak kombinovalo je rast potrošnje od4 ,2 GW uz pad proizvodnje iz vetra veći od1 GW; hidroproizvodnja je takođe oslabila. Ta kombinacija vratila je HU+SEE sistem zavisnosti od uvoza i podigla širu cenovnu strukturu severnog dela jugoistočne Evrope.

U narednim danima očekuje se produbljivanje razlike između severnog klastera oko180 €/M Wh (Mađarska, Slovenija, Hrvatska i Austrija) i znatno nižih nivoa kod Srbije (najjeftinije), Albanije (144 ,33), Severne Makedonije (151 ,23) i Grčke (153 ,42). Sa dnevnim minimumom na HUPX-u koji je već iznad140 €/M Wh، tržište pokazuje znake široke nestašice ponude duž čitave krive potražnje—ne samo tokom večernjeg vršnog opterećenja.