SEE spot cene električne energije rastu 22. juna dok se potražnja vraća, a regionalne razlike ostaju ključne

Spot cene električne energije za dan unapred u jugoistočnoj Evropi naglo su porasle za isporuku u ponedeljak, dok se radna potražnja vratila na tržište. Iako je ukupna slika ukazivala na jaču potrošnju, regionalno trgovanje ostalo je podeljeno: centralnoevropski blok bio je čvršće povezan i skuplji, dok su južne balkanske zone ostale jeftinije pod uticajem solarne proizvodnje, mrežnih ograničenja i slabije formacije cena u Grčkoj.

Centralni koridor: Mađarska predvodi rast ka nivou oko 125 €/MWh

Mađarski HUPX bazni indeks završio je na 125,41 €/MWh za 22. jun, što predstavlja skok od 40,6 €/MWh u odnosu na prethodni dan. Rumunski OPCOM pratio je sa 124,05 €/MWh, dok su slovenački BSP i hrvatski CROPEX gotovo izjednačeno zatvorili sa Mađarskom na 124,63 €/MWh odnosno 124,65 €/MWh. Uski rasponi cena ostavili su severozapadni SEE koridor praktično uparen sa mađarskim hub-om.

Južni Balkan: niže cene i širi jaz prema centralnoj Evropi

U južnom delu regiona cene su ostale znatno niže. Grčki HENEX zatvorio je na 82,87 €/MWh, bugarski IBEX na 91,50 €/MWh, srpski SEEPEX na 90,14 €/MWh i albanski ALPEX na 93,95 €/MWh; crnogorski BELEN iznosio je 106,03 €/MWh. Time se mađarska premija u odnosu na Grčku proširila na 42,54 €/MWh. U odnosu na Srbiju i Bugarsku HUPX je bio viši za 35,27 €/MWh odnosno 33,91 €/MWh.

Potražnja raste više nego što “uvozni šok” sugeriše

Razlika u cenama pratila je povratak potražnje u ponedeljak, ali i neujednačenu prenosnu sposobnost isporuke kroz region. Prognozirana SEE i mađarska potrošnja porasla je za 3.970 MW u odnosu na prethodni dan, na ukupno 31.181 MW. Najveći blokovi potražnje bili su u Rumuniji i Bugarskoj zajedno (9.325 MW), Sloveniji i Hrvatskoj (9.456 MW), Grčkoj (6.254 MW) i Mađarskoj (4.781 MW).

Ipak, regionalni bilans nije pokazao klasičan obrazac “uvoznog šoka”. Neto uvoz za SEE plus Mađarsku bio je -475 MW—odnosno neto izvozna pozicija agregata—uz dnevni pomeraj od 884 MW ka izvozu. Glavni tokovi iz Austrije i Slovačke ka Mađarskoj i Sloveniji pali su na 460 MW (pad od 1.095 MW), što dodatno osvetljava kako se tržišna vrednost formira kroz lokaciju i dostupnost kapaciteta.

Italija kao premijum tržište: cena iznad HUPX-a održala izvozne podsticaje

Italija je ostala premijum tržište u širem poređenju: cena je iznosila 141,81 €/MWh, odnosno bila je 16,40 €/MWh iznad HUPX-a. To je zadržalo izvozne podsticaje ka Italiji gde god je prekogranična prenosna kapacitivnost bila dostupna—posebno iz pravca tržišta s nižim cenama poput Grčke, Bugarske i Srbije.

Letnji profil dana: solarni pritisak tokom podneva pa večernja nestašica

Satni profili pokazali su tipičan letnji obrazac. HUPX je imao minimum od 32,3 €/MWh u satu 14., a maksimum od čak 274,8 €/MWh u satu 21. Sličan večernji skok zabeležen je i u Rumuniji, Sloveniji i Hrvatskoj.

Intraday struktura ukazala je da solarna proizvodnja vrši pritisak tokom podneva da bi potom došlo do večernje nestašice kada fotonaponska proizvodnja opada i rezidualna potrošnja raste.

Proizvodnja potvrđuje obrazac: pad ukupne proizvodnje uz rast solara

Proizvodna struktura dodatno potvrđuje taj dnevni ritam: ukupna proizvodnja u posmatranom regionalnom bilansu pala je za 900 MW na 26.801 MW. Solar je porastao na 5.691 MW; hidro se spustio na 5.168 MW; gas na 3.908 MW; ugalj je iznosio 4.206 MW; vetar blago porastao na 2.230 MW; nuklearna energija ostala stabilna na 5.059 MW.

Solar je činio oko 21% prikazanog energetskog miksa, dok su hidro i nuklearna energija bile blizu po oko 19%.

Srbija kao cenovni izuzetak: diskont prema HUPX-u menja dinamiku prekogranične vrednosti

Srbija se izdvojila kao glavni cenovni izuzetak: SEEPEX gotovo da nije promenjen—rast od samo 0,1 €/MWh—završivši na 90,14 €/MWh. Nasuprot tome, Hrvatska i Mađarska skočile su za više od 40 €/MWh.

Rezultujući diskont od oko 35 €/MWh prema HUPX-u pokazao je da Srbija cenovno stoji bliže bugarsko-grčkom kompleksu nego centralnoevropskom koridoru Mađarska–Hrvatska–Slovenija.

BELEN srednji nivo; Severna Makedonija približila diskont

Crna Gora zauzela je srednju poziciju: BELEN je porastao za 28,4 €/MWh na nivo od 106,03 €/MWh—i dalje zaostajući za HUPX-om (zaostajanje od oko19 ,38 €/MWh), ali značajno iznad Srbije te iznad Albanije, Bugarske i Grčke.

Severna Makedonija takođe beleži snažan rast: MEMO cena dostigla je 117,39 €/MWh čime se diskont prema Mađarskoj smanjio na svega 8,02 €/MWh.

Terminska kriva signalizira jača kratkoročna očekivanja mađarske električne energije

Terminska tržišta ukazala su da investitori očekuju višu cenu mađarske električne energije kratkoročno: HUPX ugovori za nedelju koja dospeva narednog datuma (26) porasli su na 141,50 €/MWh; nedelja (27) na135 ,50 €/MWh; jul2026 . na122 ,50 €/MWh; a Cal-26 zaključenje biloje111 ,50€/ MWh.

Gas se zadržao relativno stabilan na CEGH-u (43 ,41€/ MWh), dok je grčki gas porastao na oko41€/ MWh . Terminske cene uglja takođe su ojačale: API-2 za jul bioje114 ,5 $/t , a Q3113 $/t .

Završnica trgovanja: vrednost zavisi od lokacije i solarnog minimuma

Konačno trgovanje sesije manje govori o opštoj nestašici energije a više o tome gde se nalazi potrošnja—i kakav joj profil daje solarni ciklus dana. Mađarska,Hrvatska,S lovenija i Rumunija formirale su visoko cenovni koridor; Grčka i Bugarska ostale su pri donjem delu spektra; a srpski diskont učinio prekogranični prenos ključnim faktorom vrednosti.

Najveće trgovačke prilike koncentrisane su oko perioda solarnog minimuma (H10–H15), večernjeg rampa (H19–H22) kao i velikih razlika između južnog Balkana s jedne strane te Mađarske,Hrvatske,S lovenije i Italije s druge strane.