SEE tržišta električne energije u 15. nedelji: pad cena pod pritiskom solarne proizvodnje i slabe potrošnje

Trgovanje električnom energijom na nedeljnom nivou u Mađarskoj i širem JIE regionu u nedelji WK15 2026. oslabilo je znatno više nego što bi se moglo pripisati samo kretanju troškovnih faktora. Ključni razlog bio je sezonski pad potrošnje, pojačan uticaj praznika i snažan rast solarne proizvodnje, što je potisnulo cene posebno u satima sa visokim solarnim doprinosom.

HUPX bazna cena pada, a spreadovi se sužavaju

Najizraženiji pomak zabeležen je na tržištu HUPX bazne energije, gde je cena pala na 92,19 €/MWh. To predstavlja pad od 21,0 €/MWh u odnosu na prethodnu nedelju. Istovremeno, HU–DE spread se suzio na 19,71 €/MWh sa 36,64 €/MWh.

Na strani troškova, CEGH gas je oslabio na 49,28 €/MWh, dok su EUA kvote ostale uglavnom stabilne na oko 72,10 €/t. Time je delimično uklonjen pritisak koji bi inače podržavao regionalne cene iz ugla termoelektrana.

Potrošnja slabi više nego što se ponuda prilagođava

Ipak, izveštaj naglašava da pad nije bio vođen isključivo gorivima. Prosečno opterećenje sistema u regionu palo je na 29.084 MW, odnosno za 4.260 MW u odnosu na prethodnu nedelju—i to je najniži nivo od septembra. Na dinamiku su uticali pravoslavni Uskrs, blaže temperature i pojačana proizvodnja prozjumera.

U takvoj slaboj potrošačkoj osnovi solarna proizvodnja porasla je snažno: dostigla je vršnih 8.542 MW (+2.030 MW nedeljno), što je za 1.951 MW više nego u istom periodu prošle godine. Rezultat je bio izrazit pritisak na cene u solarnim satima i jača intradnevna slabost.

Posebno se ističe da je zabeleženo 22 sata sa negativnim cenama na HUPX-u—dvostruko više nego prethodne nedelje. Prosečne HUPX cene u satima 14 i 15 postale su negativne, što ukazuje da višak ponude tokom podnevnog dela dana više nije povremena pojava već strukturna karakteristika prolećnog „shoulder“ perioda.

Pad vetra nije podigao cene zbog dominacije solarnog viška

Vetrovna proizvodnja krenula je u suprotnom smeru: regionalna proizvodnja vetra pala je na 1.903 MW (-1.704 MW nedeljno), uz drugi najniži nivo u godini—oko 23% ispod sezonskog proseka. U normalno uravnoteženom tržištu to bi obično podržalo više večernje cene.

Međutim, ovog puta pad potrošnje i rast solarne proizvodnje nadjačali su taj efekat. Drugim rečima, tržište je apsorbovalo veliki pad vetra bez proporcionalnog rasta cena jer su slaba potrošnja i solarni „cannibalization“ efekat imali jači uticaj. Iz trgovačke perspektive to šalje signal da slabija proizvodnja vetra ne mora automatski biti bikovski faktor ako se ne poklopi sa jačom potrošnjom ili slabijim solarnim outputom.

Termo proizvodnja smanjena; clean spark spread se pogoršao

Termo proizvodnja takođe je značajno smanjena: proizvodnja iz uglja pala je na 4.375 MW (-1.378 MW), dok je gasna proizvodnja smanjena na 3.220 MW (-839 MW). Izveštaj povezuje ovaj trend sa nižom potrošnjom, slabijom profitabilnošću jedinica i planskim održavanjima.

Ekonomska slika clean spark spread-a dodatno se pogoršala uprkos nižim cenama gasa: cene električne energije padale su brže od gasa. Za front-week i balansne pretpostavke to znači da termoelektrane sve češće deluju kao rezidualni izvor tokom dnevnih sati—posebno kada solarna proizvodnja raste i kada vidljiva potrošnja ostaje slaba—dok večernji periodi deficita postoje, ali im cenovna moć slabi jer ostatak dana strukturno nosi višak ponude.

Prekogranični spreadovi uži uprkos nepovoljnim mrežnim uslovima

I spreadovi između tržišta pokazali su popuštanje napetosti: iako je HUPX ostao iznad Nemačke u 127 sati, prosečni satni spread se značajno suzio—posebno u solarnim satima.

Izveštaj navodi da je HU–DE spread u ključnom H21 satu pao na prosečno 34 €/MWh (sa 59 €/MWh nedelju ranije). Istovremeno, AT–DE spread se naglo spustio, dok je PL–DE bio na najnižem nivou u poslednje tri nedelje, čime se dodatno ublažila premija Mađarske.

Čak i uz određeno poboljšanje DE–HU MaxExchange kapaciteta, mrežni uslovi ostaju nepovoljni zbog održavanja; zato se sužavanje spreadova tumači kao posledica fundamentalnih kretanja ponude i potražnje više nego kao rezultat boljeg prenosa.

Regionalna bilansna slika bolja, ali neravnomerno

Na regionalnom nivou poboljšan je uvozno-izvozni bilans, ali bez potpune normalizacije: SEE blok ostao je neto uvoznik sa -1.172 MW (bolje za 744 MW nego prethodne nedelje). Bugarska i Rumunija zabeležile su značajno poboljšanje, dok Srbija ostaje među slabijim tačkama—sa pozicijom najnižom od decembra 2024.

Mađarska takođe ima bolji bilans, a Bugarska najbolji rezultat od jula prošle godine. Iz trgovačkog ugla to znači da se regionalna ravnoteža popustila, ali ne ravnomerno: pojedina tržišta i dalje nose strukturne tenzije tamo gde hidro ili ugalj nisu ispunili očekivanja.

Dva režima cena: dnevni pritisak viška i večernja ograničenja

Cenovni obrazac dodatno se „razdvojio“ tokom WK15: dnevne cene sve više zavise od viška solarne proizvodnje, smanjene vidljive potrošnje i rizika negativnih cena. Večernje cene pak ostaju podržane slabijom vetrovnom proizvodnjom, ograničenim fleksibilnim termo kapacitetima i dalje ograničenim prekograničnim prenosom.

Zbog toga sedmični prosek može izgledati relativno „ravnije“, ali intradnevna volatilnost raste—što trgovcima otvara prostor za strategije zasnovane na razlikama između solarnog viška tokom dana i relativne čvrstoće kasnije tokom večeri.

Cene po zemljama pale; Italija ostaje cenovni referentni „anchor“

Cene po zemljama pokazale su opšti pad i konvergenciju: prosečna bazna cena iznosila je 88,01 €/MWh u Rumuniji; 91,35 €/MWh u Srbiji; 86,02 €/MWh u Bugarskoj; 84,69 €/MWh u Grčkoj; dok je Severnoj Italiji zabeležen nivo od 120,56 €/MWh.

Mađarska je ostala iznad većine SEE tržišta ali ispod Severne Italije za 28,4 €/MWh; italijanska premija najviše se smanjila upravo u solarnim satima. To potvrđuje da Italija nastavlja da deluje kao cenovni „anchor“ za južni kompleks—dok trenutni dnevni solarni višak slabi taj odnos tokom ključnih sati.

Konačan zaključak: medveđi trend bez fundamentalnog preokreta

U zbiru, WK15 bila je medveđa nedelja za baznu energiju prvenstveno zato što je potrošnja pala brže od prilagođavanja ponude—dok je solarna proizvodnja nadoknadila pad vetra baš tamo gde su cene najosetljivije (dnevni sati). Sve dok gas ostaje oko nivoa od približno 49 €/MWh uz stabilan CO₂ okvir i slabu potražnju tokom prazničnog ili prelaznog sezonskog režima, HU + SEE kompleks verovatno će nastaviti da beleži slabije dnevne cene.

Navedeni rizik za taj obrazac bio bi oporavak potrošnje ili nepovoljniji razvoj prekograničnih kapaciteta; dodatno bi promena mogla doći ako nizak vetar bude praćen slabijim solarnim outputom umesto njegovim rastom.