SEE dan unapred: Mađarska pooštrava cenovni pritisak, Srbija se odvaja ispod regionalnog jezgra

Tržište električne energije u Jugoistočnoj Evropi za 25. avgust 2026. ostaje skupo, ali se sve jasnije deli na različite trgovačke režime umesto da se cene kreću podjednako u čitavom regionu. Najizraženiji signal je gotovo potpuna konvergencija glavnih likvidnih tržišta Centralne i Istočne Evrope i SEE oko 174–176 €/MWh, dok Srbija, Crna Gora i Severna Makedonija trguju sa diskontima.

Konvergencija oko 175 €/MWh i rast HUPX-a

HUPX je zaključio na 175,37 €/MWh, što predstavlja rast od 5,1 €/MWh u odnosu na prethodni dan. Rumunija je bila na 174,99 €/MWh, Bugarska na 173,75 €/MWh, Grčka na 173,73 €/MWh, Hrvatska na 175,08 €/MWh i Slovenija na 175,67 €/MWh. Ceo HU-RO-BG-GR-HR-SI klaster našao se u izuzetno uskom rasponu od svega 1,94 €/MWh.

Srbija je bila izrazit izuzetak sa cenom od 157,95 €/MWh (17,42 €/MWh ispod Mađarske). Crna Gora je trgovala na 164,58 €/MWh, Severna Makedonija na 165,53 €/MWh i Albanija na 170,63 €/MWh. Nemačka je ostala znatno niža (141,43 €/MWh), pa je HU-DE spread dostigao 33,94 €/MWh; Austrija je bila na 177,64 €/MWh, a Italija na 190,54 €/MWh.

Fundament: potrošnja raste brže od proizvodnje

Najvažnija promena na strani fundamenta nije bila pad regionalne proizvodnje već nagli rast potrošnje koji je uglavnom morao da bude pokriven uvozom. Potrošnja u HU+SEE regionu porasla je sa 32.510 MW na 33.505 MW (+995 MW), dok je ukupna proizvodnja povećana za svega 327 MW (sa 30.421 MW na 30.748 MW). Zbog toga je neto uvoz porastao za preostalih 668 MW sa 2.089 MW na 2.757 MW.

Uvoz iz jezgra AT+SK dostigao je 3.000 MW (+144 MW), dok je izvoz prema Italiji pao na 713 MW sa prethodnih 1.187 MW. Drugim rečima, region se više oslanjao na Centralnu Evropu nego ranije i istovremeno nastavio da šalje značajne količine električne energije ka skupljem italijanskom tržištu.

Mađarska kao glavni izvor zatezanja: pogoršan bilans i širi premijum prema Nemačkoj

Mađarska se izdvojila kao ključni faktor promene regionalnog balansa. Potrošnja u zemlji porasla je za 285 MW (sa 4.369 MW na 4.654 MW), dok je domaća proizvodnja pala sa 3.434 MW na 3.329 MW. Kao rezultat toga neto uvoz povećan je sa 935 MW na 1.325 MW—pogoršanje bilansa od čak 390 MW u jednoj sesiji—pri čemu približno 28,5% mađarske potrošnje bilo pokriveno neto uvozom.

To pomaže da se objasni rast HUPX-a od +5,1 €/MWh i širenje premijuma prema Nemačkoj: HU-DE spread proširio se na 33,94 €/MWh (u odnosu na približno 27 €/MWh prethodno). Tokovi pokazuju snažnu podršku Mađarskoj sa severa—posebno preko Slovačke i Austrije—ali ona nije bila dovoljna da ukloni cenovnu razliku.

Važno je da terminsko tržište sugeriše da trgovci ovaj premijum ne posmatraju kao jednokratnu dnevnu pojavu: mađarski Week-36 ugovor bio je indikativno na 146,50 €/MWh uz HU-DE spread od oko 28,50 €/MWh; septembarski mađarski ugovor iznosio je oko163 €/MWh uz premijum od oko26,50 €/MWh prema Nemačkoj; dok je calendar spread za period do kraja godine ostao oko19,50 €/MWh.

Srbija ide suprotno trendu: niže cene uprkos poboljšanom fizičkom bilansu

Najveće odstupanje dolazi iz Srbije. Dok su praktično sve glavne regionalne berze zabeležile rast od oko4–6 €/MWh po danu unapred osnovi (prema tekstu izvora), SEEPEX cena za Srbiju pala je za1,9 €/MWh na157,95 €/MWh.

Fizički bilans Srbije pritom se poboljšao: potrošnja je smanjena sa3.602 MW na3.579 MW; ukupna proizvodnja povećana sa3.037 MW na3.167 MW; a neto uvoz smanjen sa565 MW na412 MW—odnosno nestalo je oko153 MW ranije potrebnog uvoza.

Ipak, dnevni prosek ne prikazuje potpuno razdvajanje Srbije od ostatka regiona kroz satnu strukturu cena: vršne cene pale su sa143,9 na138,2 €/MWh dok su vanvršne cene blago porasle sa153? (navedeno kao)177?7?; konkretno vanvršni nivo bio je177,7 €/MWh. Minimalna satna cena pala je sa100 €/MWh na54,1 €/MWh oko H12; maksimalna cena smanjena je sa240 € / M Wh? (navedeno)211?€/ M Wh oko H?? (tekst navodi smanjenje maksimuma sa240 na211).

Izvor to tumači kao jasan signal da Srbija nije samo „jeftinija“, već ima izražen dnevni pad nakon kojeg slede znatno skuplji večernji i noćni sati—razlika između prosečne vršne cene138,2 € / M Wh i vanvršne177 ,7 € / M Wh iznosila je39 ,5 € / M Wh.

Pored toga postoji prekogranična implikacija: uprkos tome što je Srbija bila oko17 €/M Wh ispod Mađarske po dnevnom nivou (prema tekstu), prosečan planirani tok između Srbije i Mađarske bio je oko40 MW ka Srbiji umesto prema skupljem HUPX tržištu; u vršnim satima tok je dostizao oko81 MW iz Mađarske ka Srbiji.

Zato se SEEPEX-HUPX spread ne može automatski posmatrati kao jednostavna arbitražna prilika: dodela prekograničnih kapaciteta i nominacije te satni oblik cena mogu imati veći uticaj od samog dnevnog proseka jer fizička prekogranična kapacitivnost može biti ograničena ili nesavršeno dostupna.

Cenovna kriva sve više prati solarni profil

Fenomen obrnute strukture vršnih i vanvršnih cena vidljiv je i na HUPX-u: bazna cena bila je175 ,4 €, ali je prosečna vršna cena iznosila159 ,2 €, naspram191 ,5 € u vanvršnim satima; minimalna cena bila je122 ,8 € oko H12 dok je maksimum dostigao225 ,7 € oko H19.

Prema tekstu izvora to postaje jedno od ključnih obeležja kratkoročnog trgovanja tokom letnjih perioda: tradicionalna pretpostavka da vršni blok nosi cenovni premijum postaje manje pouzdana jer taj blok obuhvata period najveće solarne proizvodnje. Oskudice se pomeraju ka večernjim ramp-up satima i sve češće ka noćnim periodima.

Prognoza dodatno potvrđuje sliku: očekivana regionalna solarna proizvodnja bila je oko7 ,9 GW (oko1 ,27 GW više nego prethodnog dana), dok je proizvodnja iz vetra prognozirana na svega1 ,94 GW (oko805 MW manje). Istovremeno potrošnja je porasla za gotovo1 GW—zbog čega rezultat nije „višak obnovljivih“ koji prigušuje cene tokom celog dana: solar obara cene sredinom dana dok slabiji vetar i veća potrošnja drže visoke cene van solarnog perioda.

Crna Gora pada zbog povlačenja ekstremne oskudice

Crna Gora zabeležila je najveći dnevni pad: BELEN cena pala je za22 ,1 € na164 ,58 €. Međutim satni podaci ukazuju da je reč o normalizaciji nakon izuzetno visokog cenovnog vrha zabeleženog24 . avgusta—vršna cena pala je sa220 ,4 € na151 ,3 €, dok je maksimalna satna cena smanjena sa450 ,2 na230 €. Vanvršna cena porasla je sa153 na177 ,9 €.

Zato pad bazne cene od22 € ne predstavlja opšti pad vrednosti električne energije već pre svega nestanak ekstremnog večernjeg perioda oskudice iz prethodnog dana. Fizički bilans blago se poboljšao: potrošnja je porasla sa473 MW na485 MW uz jače povećanje proizvodnje sa330 MW na363 MW pa se neto uvoz smanjio sa144 MW na122 MW.

Kao tranzitno tržište prema Italiji Crna Gora ima dodatnu važnost: baznom nivou primala je oko306 MW iz Bosne i Hercegovine te144 MW iz Srbije i112 MW sa Kosova (uz manje tokove), dok je prema Italiji slala oko452 MW—što znači da Crna Gora može biti istovremeno neto uvoznik i važan koridor ka skupljem italijanskom tržištu. Sa južnom Italijom oko190 ,5 € / M Wh naspram164 ,6 € / M Wh na BELEN-u ekonomika koridora Crna Gora–Italija ostaje naglašena.

Rumunija menja smer tokova uprkos boljem domaćem bilansu

Rumunija nudi gotovo suprotan primer Srbiji po smeru kretanja tokova u odnosu na domaći bilans. Potrošnja je porasla za154 MW ali je proizvodnja povećana za262 MW pa se neto uvoz smanjio sa540 MW na430 MW. Uprkos tome OPCOM cena porasla je za4 ,6 € na174 ,99 €, tek0 ,38 € ispod HUPX-a—što sugeriše da rumunsko tržište trenutno snažno zavisi od šire povezanosti umesto samo sopstvenog dnevnog bilansa proizvodnje i potrošnje.

Naročito su indikativni intraday tokovi: Rumunija je tokom celog dana bila uvoznika ali je tokom vršnih sati postala neto izvoznica od191 MW; u vanvršnim periodima uvozila je više od1 GW . Tokovi između Rumunije i Mađarske menjali su smer još snažnije—tokom vršnih sati Rumunija je izvozila oko939 MW ka Mađarskoj a zatim u vanvršnim periodima uvazila približno1 ,34 GW . To predstavlja praktičnu manifestaciju nove regionalne cenovne krive gde smer tokova zavisi ot odnosa između perioda visoke solarne proizvodnje i strukturno zategnutijih sati.

Terminska slika ne ukazuje brzoj korekciji mađarskog premijuma

Nakon električne energije fokus prelazi i na goriva jer nema mnogo prostora za olakšanje troškova prema podacima iz izvora: CEGH gas bio je oko69 ,15 € / M Wh (+1 ,7 € / M Wh), grčki gas poskupeo je za više od5 €, a cena emisija CO₂ u EU bila je oko83 ,8 € / t uz rast od1 ,2 €. Terminski ugovori takođe su ojačali—mađarski septembarski power ugovor porastao je za oko4 €, dok su septembarski i Q4 gas forwardi takođe ojačali; ugalj je ostao relativno stabilan.

Na širem horizontu obuhvaćenom podacima CEGH septembarski gas porastao je oko10 ,3%, Q4 gas oko11 ,1%, API2 septembarski ugalj približno5%, a decembarski EUA oko2 ,4%. Zbog toga terminska kriva ne daje mnogo signala da će se mađarski premijum prema Nemačkoj uskoro smanjiti—tržište pre svega ukazuje na kombinaciju visokih troškova gasa، povišenih cena emisija، ograničenja prenosne mreže i sve izraženiji intradnevni profil obnovljivih izvora.

Završni signal: region se deli po cenama koje zavise od vremena

Glavni signal za25 . avgust nije samo to što električna energija ostaje skupa širom SEE regije već činjenica da se tržište deli na sve jasnije različite trgovačke režime. Većina zemalja—Mađarska، Rumunija، Bugarska، Grčka، Hrvatska i Slovenija—konvergirala je oko175 € / M Wh، dok se Srbija izdvojila gotovo17 € / M Wh ispod tog jezgra; Crna Gora i Severna Makedonja nalaze se u srednjoj diskontnoj zoni . Nemačka ostaje više od30 € / M Wh ispod Mađarske، a Italija zadržava značajan premijum . Istovremeno، tradicionalni bazni prosek postaje sve manje dovoljan za razumevanje jer satni profil menja logiku današnjeg trgovanja: Srbia pri dnevnom nivou od158 € ima sredinom dana cenu od54 €, ali van solarnog perioda skoro180 €. U Crnoj Gori pad bazne cene prikriva rast vanvršnih cena، Rumunija menja smer tokova između blokova، a Mađarska povećava potrebu za uvozom uz širenje premijuma prema Nemačkoj.