HUPX i SEE tržište: večernja oskudica gura cene naviše, dok je potražnja ostala stabilna

Dan unapred za 24. jun 2026. u severnom i centralnom SEE koridoru doneo je jasan signal cenovnog pritiska koji nije proistekao iz rasta potražnje, već iz pogoršanja bilansa proizvodnje iz obnovljivih izvora i jačeg oslanjanja na upravljive izvore. U praksi, tržište je „skupljalo“ najviše u večernjim satima, dok je sredina dana ostajala pod uticajem viška solara.

Regionalni skok predvođen Mađarskom, Rumunijom i Slovenijom

Na HUPX-u je cena porasla na €200,72/MWh (+€27,7/MWh u odnosu na prethodni dan). U Rumuniji (OPCOM) cena je dostigla €200,95/MWh, čime je Rumunija postala najskuplje SEE tržište po dnevnom proseku. Nemačka je takođe ostala visoko na €207,84/MWh, ali HU-DE spread ostao je negativan (-€7,12/MWh), što ukazuje da je Mađarska i dalje bila ispod Nemačke uprkos regionalnom poskupljenju.

Mapa cena podelila se u dva bloka: visokocenovni klaster činile su Mađarska, Rumunija, Slovenija i Hrvatska. BSP Slovenija bio je €195,49/MWh, a CROPEX Hrvatska €196,36/MWh. Srbija se kretala niže po proseku, ali sa snažnim rastom: SEEPEX je porastao za €62,8/MWh na €156,14/MWh (najveći dnevni skok u regionu). Bugarska i Grčka ostale su znatno jeftinije na €141,66/MWh odnosno €139,85/MWh, dok je Albanija bila najniže tržište sa €106,81/MWh.

Crna Gora nije pratila HUPX: BELEN je bio na €113,62/MWh (pad od €1,7/MWh dnevno), čak €87,10/MWh ispod HUPX-a.

Stabilna potrošnja uz slabiji vetar i solar – rezidualni pritisak dominirao

Fundamentalni bilans objašnjava rast cena: regionalna potrošnja ostala je gotovo stabilna na 32.188 MW (+30 MW dnevno), ali se kvalitet proizvodnje pogoršao. Vetar je pao za 712 MW na 2.123 MW, dok je solar opao za 694 MW na 6.360 MW.

Da bi se pokrio manjak, sistem se okrenuo upravljivim izvorima: gas je porastao za 745 MW na 5.383 MW; hidro za 456 MW na 6.829 MW; a ugalj za 301 MW na 4.868 MW. Nuklearna proizvodnja ostala je stabilna na 5.037 MW.

Zato se ovaj dan može opisati kao tipičan slučaj rezidualnog pritiska: potražnja bez većih promena, slabiji OIE učinak tokom ključnih perioda i veća marginalna termalna proizvodnja koja se prelila u višu večernju cenu.

Satni profil otkrio da „premium“ dolazi iz večeri

Najjači signal došao je iz satnog oblika tržišta: cene nisu bile visoke tokom celog dana već koncentrisane u večernjem bloku. Na HUPX-u cena je pala na minimum od €60,7/MWh u H14 i potom skočila na €604,8/MWh u H21.

Slične epizode zabeležene su i drugde: Nemačka dosegla je €665,8/MWh; Rumunija €601,4/MWh; Slovenija €583,5/MWh. To znači da rast bazne cene nije bio rezultat kontinuirane napetosti sistema već ekstremnog ramp-up-a pred kraj dana—dok je sredina dana ostajala pod pritiskom viška solara.

Uvoz dodatno potvrđuje zatezanje sistema

Struktura trgovine pokazuje da se regionalni višak nije „prelio“ bez troška ka severu zbog zagušenja i satne oskudice. Region HU+SEE bio je neto uvoznik sa 538 MW (+284 MW više nego dan ranije). Glavni tokovi iz Austrije i Slovačke (AT+SK) iznosili su 376 MW.

Bugarska i Grčka bile su neto izvoznici (oko ~1.066 MW odnosno ~1.050 MW), dok su Hrvatska (~983 MW uvoza), Rumunija (~1.063 MW), Srbija (~479 MW) i Mađarska (~357 MW) bile u režimu uvoza.

Srbija posebno osetljiva na regionalno formiranje večernjih cena

Pozicija Srbije dodatno ilustruje kako satnica može nadmašiti prosečne razlike: SEEPEX od €156,14/MWh ostavlja Srbiju približno €44,58/MWh ispod HUPX-a po nivou dnevnog proseka. Ipak, dnevni skok od €62,8/MWh pokazuje da juče nije bila izolovana—Srbija je povučena istim večernjim nedostatkom koji se osećao u Mađarskoj, Rumuniji i Hrvatskoj.

Kao neto uvoznik Srbije bila je izložena cenovnom „uvozu“ iz regiona umesto domaćoj ravnoteži. Za srpske trgovce signal nije samo nivo prosečne cene već rast značaja pokrivanja potrošnje tokom večernjih sati kroz prekograničnu fleksibilnost.

Cena goriva nije bila glavni okidač – fokus ostaje na vremenskoj oskudici OIE

Gorivo i CO₂ nisu bili dominantan pokretač rasta: CEGH gas pao je na €43,25/MWh (-€0,6/MWh), dok je EUA opao na €80,71/t (-€0,-9/t). Fjučersi uglja bili su tek blago viši (API-2 Jul-26 $115/t; Q3-26 $113/t).

Mađarski forward kriva takođe nije pratila spot eksploziju: Week 27 pao je na €132,50/MWh dok je Jul-26 porastao na €120,50/MWh. To sugeriše da su učesnici događaj tumačili kao vremenski uslovljenu oskudicu povezanu sa OIE—više nego kao strukturni pomak troškova goriva.

Kratkoročno očekivanje: toplije vreme može pojačati večernji stres

Kratkoročna prognoza ostaje blago bullish jer se očekuje porast temperatura u SEE+HU regionu sa 24/6 (24,t°C) na naredne dane do oko 27/6 (27,t°C). Mađarska bi mogla dostići 29,t°C; Srbija 28,t°C; Hrvatska 27,t°C; a Crna Gora čak 30,t°C.

Više temperature povećavaju potrošnju za hlađenje—posebno tokom večernjih sati kada se već vidi najveći cenovni skok (H20–H22). Ako vetar ne ojača ili solar/hidro ne ublaže večernji stres kroz skladištenje ili upravljanje sistemom premija bi mogla ostati koncentrisana upravo tamo.

Zaključak trgovine: premium tačke su večer i nekoliko ključnih tržišta

Pritisak na cene bio je jasno usmeren ka večeri umesto ravnomerno raspoređen preko celog dana. HUPX-u pridružuju se Rumunija (OPCOM), Slovenija (BSP) i Hrvatska (CROPEX) kao glavne premium tačke; Srbija sve više zavisi od uvoza i regionalnog formiranja cena tokom večeri; Grčka i Bugarska ostaju donji oslonci po nivou cena; dok Crna Gora nije pratila puni skok uprkos tome što ima izraženiju stranu osetljivosti kroz uvoz.

Za BESS sisteme baterijskog skladištenja i fleksibilnu hidroenergetiku ovaj dan bio je posebno povoljan: raspon između minimuma oko €60/MWh u H14 i maksimuma preko €600/MWh u H21 predstavlja jednu od najjasnijih arbitražnih prilika zabeleženih u poslednjem periodu.