Mađarska iznad 125 evra/MWh: dnevni skokovi na jugoistoku Evrope razdvajaju cene uprkos rastu obnovljivih izvora

Jugoistočna Evropa ušla je u novu nedelju sa vidljivim cenovnim razlikama na tržištu električne energije dan unapred, ali bez jednostavnog objašnjenja kroz manjak proizvodnje. Mađarska je tokom ponedeljka trgovala iznad 125 evra/MWh, dok su Srbija, Crna Gora i Albanija ostale značajno niže — signal koji ukazuje na fragmentaciju cena i ograničenja u prenosu, a ne na regionalni nedostatak električne energije.

Mađarska i Slovenija blizu, ali Balkan se cenovno razdvaja

HUPX je povećao cenu za 44,90 evra/MWh na 125,90 evra/MWh. Slovenija je bila na gotovo identičnom nivou od 126,01 evra/MWh. U Rumuniji, Bugarskoj i Grčkoj cene su se kretale oko 110–114 evra/MWh, dok su Srbija, Crna Gora i Albanija ostale među najjeftinijima.

Razlika između mađarskog i grčkog tržišta dostigla je 15,74 evra/MWh. Slovenija je trgovala gotovo usklađeno sa HUPX-om, dok je Mađarska bila skuplja od Srbije za 28,37 evra/MWh, od Crne Gore za 30,66 evra/MWh i od Albanije za 41,62 evra/MWh.

SEEPEX oporavak bez promene ranga: Srbija ostaje niska

Na srpskom SEEPEX-u cena je porasla za 24,90 evra/MWh na 97,53 evra/MWh. To predstavlja značajan oporavak tokom radnog dana, ali Srbija je i dalje ostala među najnižim nivoima u regionu. Crna Gora je pojeftinila za 6,30 evra/MWh na 95,24 evra/MWh, dok je Albanija blago smanjila cenu na regionalni minimum od 84,28 evra/MWh. Severna Makedonija povećala je cenu na 104,73 evra/MWh.

Konvergencija u južnom delu bugarsko-grčke zone

Rumunija je završila trgovanje na 114,46 evra/MWh, Bugarska na 110,26 evra/MWh i Grčka na 110,16 evra/MWh. Vrlo mala razlika od svega 0,10 evra/MWh između Bugarske i Grčke pokazuje efikasnu cenovnu konvergenciju unutar povezane južne zone — čak i kada su oba tržišta ostala više od 15 evra/MWh ispod Mađarske.

Italijanski signal: premije koje pojačavaju pritisak na satne profile

Najjači spoljni signal stigao je iz Italije: prosečna cena dan unapred dostigla je 152,11 evra/MWh. Italija je trgovala s premijom od 26,21 evra/MWh u odnosu na HUPX; zatim za 41,85 evra/MWh u odnosu na Bugarsku; i više od 54 evra/MWh u odnosu na Srbiju. Nemačka je završila na 119,11 evra/MWh (premija prema HUPX-u od 6,79), dok je Austrija dostigla 128,93 evra/MWh — samo 3,03 evra više od Mađarske.

Potražnja raste manje nego što se očekivalo: obnovljivi izvori preuzeli teret

Povratak potražnje tokom ponedeljka bio je snažan: prognozirana regionalna potrošnja porasla je za 3.957 MW (oko 14,3%) na prosečnih 31.616 MW. Ipak neto uvoz smanjen je za 832 MW na svega 959 MW.

Ta „naizgled suprotnost“ objašnjava se poboljšanjem proizvodnje iz obnovljivih izvora: prognozirana solarna proizvodnja porasla je za dodatnih 2.598 MW na ukupno 7.894 MW; vetroelektrane su povećale proizvodnju za još 1.089 MW na nivo od 2.168 MW. Ukupno sunce i vetar dostigli su zajedno 10.062 MW (rast od ukupno +3.687 MW), čime su pokrili približno 93% ukupnog povećanja potrošnje između nedelje i ponedeljka.

Zategnutost prenosa objašnjavašto cene ne prate balans

Iako region nije morao da nadoknađuje skoro dodatnih ~4 GW kroz veći neto uvoz zahvaljujući obnovljivima — to samo po sebi ne objašnjava snažan rast cena u Mađarskoj. Ključ leži u tome što raspoloživost proizvodnje nije bila geografski usklađena s potražnjom i kapacitetima prenosa.

Uvoz iz Austrije i Slovačke prema mađarsko-slovenačkoj zoni smanjen je za 905 MW na ukupno 2.027 MW. Istovremeno region je nastavio da šalje oko 1.181 MW prema Italiji — pa se Mađarska suočila s zategnutijim balansom severne i centralne Evrope dok su povoljniji izvori bili koncentrisani južnije i istočnije.

Neto tokovi potvrđuju različite pozicije država

Bilansi po državama potvrđuju tu sliku: Mađarska je bila neto uvoznik sa približno 1.042 MW; Hrvatska sa oko -839 MW; Srbija -445 MW; Rumunija -314 MW (smer označen kao neto uvoz). Bugarska se pojavila kao glavni regionalni izvoznik sa približno +1.275 MW; Grčka izvozi oko +380 MW.

Izvozna pozicija Bugarske posebno se ističe: sedmodnevni proseci komercijalnih tokova pokazuju isporuke približno od 475 MW prema Rumuniji (bazni sati), oko/269 MW prema Srbiji i oko/335 MW prema Grčkoj tokom baznih sati. Tok prema Grčkoj smanjio se na oko 80 MW tokom vršnih sati — što sugeriše da južno tržište postaje znatno zategnutije kako raste večernja potrošnja.

Srbija zavisi od suseda: prekogranični kapaciteti sprečili punu „cenu po trošku“

Srbija ostaje zavisna od okolnih elektroenergetskih sistema: prosečni tokovi uključivali su isporuke iz Bugarske, Bosne i Hercegovine, Mađarske i Severne Makedonije naročito tokom vršnih sati. Ipak SEEPEX cena ostala je niža — za oko12,63 evra/MWh ispod Bugarske i za oko28,37 evra/MWһ ispod Mađarske — što ukazuje da raspoloživi prekogranični kapaciteti, nominacije na granicama i struktura komercijalnih tokova nisu omogućili da srpski trošak potpuno prati cenu uvoza iz susednih zemalja.

Dnevni profil dobio primat nad baznom energijom

Satne krive prikazale su dvodelnu strukturu trgovinskog dana: cene u Mađarskoj bile su oko ili iznad120 evra/MWһ tokom ranih sati; zatim rast tokom jutarnjeg perioda povećanja potrošnje; potom pad približno na65–75 evra/MWһ tokom perioda visoke solarne proizvodnje; a nakon toga snažan skok iznad150 evra/MWһ uz večernji vrh blizu180 evra/MWһ.

Sličan obrazac viđen je i kod Rumunije i Slovenije; Grčka je imala izraženiji pad kasnog jutra nakon čega je usledio snažan popodnevni oporavak. Za razliku od prethodne nedelje kada su pojedina tržišta beležila nulte ili gotovo nulte cene tokom solarnih perioda — ponedeljak je održao minimalne dnevne cene iznad nule zbog veće industrijske i komercijalne potrošnje.

Cenovni skok nije došao iz goriva ili ugljenika

Dnevni rast cena nije praćen paralelnim poskupljenjem goriva ili ugljenika: gas na austrijskom CEGH tržištu ostao je nepromenjen na49?72 evra/MWһ; grčki gas pojeftinio je na43?55 evra/MWһ; emisijske jedinice EU bile su blizu79?20 evra/tCO₂. Terminski ugovori za gas u2026? godini pali su za1 evro/MWһ na50 evra/MWһ; a ugalj za2026? godinu pojeftinio je za4?50 dolara po toni na114 dolara po toni.

Terminska cena električne energije u Mađarskoj takođe je oslabila: ugovor za29? nedelju pao je za6 evra/MWһ na131 evra/MWһ; za30? nedelju smanjen je za4?50 evra/MWһ na128 evra/MWһ; a prosečni ugovor za2026? godinu oslabio je na131?50 evra/MWһ. Premija Mađarske u odnosu na Nemačku smanjena je na13 evra/MWһ za29? nedelju i21?50 evra/MWһ za30? nedelju.

Šta to znači za kupce i proizvođače obnovljivih izvora

Kombinacija snažnog rasta dnevnih cena uz slabije terminske ugovore sugeriše da ponedeljak treba posmatrati kao posledicu kalendarskih faktora profila potrošnje i ograničenja prenosa — a ne kao početak šireg rasta izazvanog cenama goriva.

Za Srbiju i Crnu Goru trenutni signal relativno je povoljan za kupce jer niže dnevne cene mogu smanjiti troškove nabavke električne energije domaćim korisnicima koji kupuju po tržišnim cenama ili prate spot dinamiku. Istovremeno to predstavlja veći izazov proizvođačima obnovljivih izvora bez ugovorene zaštite od promena cena: njihove niže cene naspram Mađarskoj i Italije umanjuju vrednost prodaje ako nemaju pristup fleksibilnosti skladištenja ili izvoznom modelu prodaje električne energije putem interkonekcija.

Buduća vrednost leži u interkonekcijama i fleksibilnosti satnog upravljanja

Raspon cena koji se kreće od84 do98 evra/MWһ u Albaniji، Crnoj Gori i Srbiji — naspram126 evra/MWһ u Mađarskoj i152 evra/MWһ u Italiji stavlja interkonekcije i sposobnost pomeranja satne proizvodnje bliže centru buduće tržišne vrednosti regiona.