Tržišna beleška 23/7: Mađarska prednjači u rastu cena, dok obnovljivi izvori pritiskaju podnevni deo krive na Balkanu

Jugoistočna Evropa je 23. jula 2026. godine dobila jasnu lekciju o tome kako se tržišne cene razdvajaju kada se istovremeno menjaju proizvodnja iz obnovljivih izvora, potrošnja i prekogranični tokovi. Dan unapred tržište je bilo podeljeno: Mađarska i severno povezane zone zabeležile su rast cena, dok su istočna i južna balkanska tržišta pojeftinila—uprkos tome što je neposredni fizički bilans bio relativno povoljan.

Podnevni pritisak od obnovljivih izvora, večernji skok podržan uvozom

Na HUPX-u cena za dan unapred porasla je za 7,80 evra/MWh, na 130,13 evra/MWh. Istovremeno, veća očekivana proizvodnja iz obnovljivih izvora, hladnije vreme i manja potrošnja oborili su cene u Rumuniji, Bugarskoj, Grčkoj, Srbiji, Crnoj Gori i Severnoj Makedoniji.

Ključna poruka bila je da razlike nisu rezultat regionalne nestašice električne energije. Očekivani neto uvoz u Mađarsku i jugoistočnu Evropu smanjen je sa 1.715 MW na 438 MW, dok je regionalna potrošnja pala za 620 MW na 32.096 MW. Očekivalo se da će proizvodnja iz solarnih elektrana porasti za 1.671 MW (na 8.085 MW), a proizvodnja vetroelektrana za dodatnih 488 MW (na 3.123 MW). Ta povećanja su više nego nadoknadila pad potrošnje—ali njihova geografska koncentracija dovela je do veoma različitih cenovnih ishoda po povezanim zonama trgovanja.

Mađarska ostaje skuplja istočno od Austrije

Mađarska se izdvojila kao glavno tržište sa visokim cenama istočno od Austrije. Cena na HUPX-u od 130,13 evra/MWh bila je viša za 12,48 evra/MWh nego u Nemačkoj, za 10,95 evra/MWh nego u Rumuniji i za 18,41 evra/MWh nego u Bugarskoj i Grčkoj; u odnosu na Srbiju razlika je iznosila čak 44,19 evra/MWh.

Austrija je ostala skuplja sa cenom od 138,21 evra/MWh—zbog čega je Mađarska imala diskont od 8,07 evra/MWh prema austrijskom nivou. Italija je zadržala najveću regionalnu premiju: njena cena bila je 181,08 evra/MWh ili 50,95 evra/MWh iznad HUPX-a.

Rast cena u Mađarskoj bio je koncentrisan van uobičajenog dnevnog vršnog perioda: prosečna cena tokom vršnog opterećenja na HUPX-u iznosila je svega 99,00 evra/MWh naspram 161,30 evra/MWh van vrha. Tržište je zabeležilo minimum od 40,50 evra/MWh u 11. satu pre nego što je skočilo na maksimum od oko 190 evra/MWh u 22. satu.

Nemačka prati obrazac: večernji maksimumi signaliziraju rizik kad solar opadne

Nemačka je pokazala sličan strukturni obrazac. Bazna cena na dan unapred porasla je za 17,20 evra/MWh na 117,65 evra/MWh—iako je prosečna cena tokom vršnog opterećenja bila znatno niža (78,20 evra/MWh). Van vrha cena u Nemačkoj iznosila je 157,10 evra/MWh; dnevni maksimum takođe se pojavio pri večernjem pik-u (190 evra/MWh u 22. satu).

Sinhronizovani večernji maksimumi zabeleženi su ne samo u Nemačkoj već i u Austriji i Mađarskoj te šire duž regiona (Rumunija, Bugarska, Grčka), kao i Sloveniji i Hrvatskoj. To ukazuje na snažan signal nestašice kada proizvodnja iz solarnih elektrana opadne—uz napomenu da podnevne cene ostaju fragmentisanije zbog lokalne proizvodnje iz obnovljivih izvora i ograničenja prenosnih kapaciteta.

Rumunija preokreće tokove: niže cene uz povratak izvoza

Rumunija se kretala suprotno od Mađarske: cena na OPCOM-u pala je za 2,50 evra/MWh na 119,18 evra/MWh. Zemlja je promenila neto poziciju sa potrebe za uvozom od prethodnog dana (849 MW) na izvozni režim (265 MW). Očekivana proizvodnja porasla je na 5.832 MW uz potrošnju od 5.567 MW.

Rumunija je prosečno izvozila energiju ka Mađarskoj (618 MW), Srbiji (355 MW) i Bugarskoj (862 MW), dok je istovremeno isporučivala Moldaviji (178 MW). Time se Rumunija profilisala kao važan regionalni dobavljač čak i dok joj se prosečna tržišna cena spuštala.

Ipak, satna kriva bila je volatilna: cena pada na minimum od oko 10,20 evra/MWh u jedanaestom satu uz večernji maksimum do približno 190 evra/MWh u dvadeset drugom satu—što znači raspon blizu180 evra/MWh. Prosečna cena tokom vršnog opterećenja bila je znatno niža (77,10 evra/MWh) nego van vrha (161,20 evra/MWh), pa takav profil ukazuje na pogoršanje uslova za ostvarivanje capture price-ova kod komercijalnih solarnih elektrana uz istovremeno poboljšanje ekonomike kratkoročnog skladištenja.

Bugarska i Grčka identične cene; Srbija najniža uprkos potrebi za importom

Bugarska i Grčka ostvarile su potpuno identičnu cenu od po111 ,72 evra/MWh—uz padove koji su bili različiti po veličini: Bugarska minus2 ,80 evra/MWh a Grčka minus4 ,20 evra/MWh. Minimalne cene bile su iste (9 ,20 evra/MWh u jedanaestom satu), a maksimalne takođe usklađene (190 ,00 evra/MWh u dvadeset drugom satu). Prosečna cena tokom vršnog opterećenja kretala se oko70 ,40 evra/MWh naspram153 ,00 evra/MWh van vrha.

Bugarska se pozicionirala kao najveći neto izvoznik: očekivana proizvodnja bila joj je viša od potrošnje (5 .210 MW naspram3 .803 MW), što daje neto višak od1 .407 MW. Izvozni tokovi uključivali su Rumuniju (862 MW), Grčku (327 MW) i Severnu Makedoniju (235 MW). U odnosu na prethodnu sesiju bugarski izvozni položaj povećan je za553 MW uz podršku nuklearnih elektrana te termoelektrana na ugalj i jače dnevne solarne proizvodnje.

Srbija je imala najnižu baznu cenu posmatranog regiona: SEEPEX cena pala je za21 ,00 evra/MW h na85 ,94 evra/MW h . Srbija je bila44 ,19 evra/MW h ispod Mađarske te33 ,24 evra/MW h ispod Rumunije; razlika prema Bugarskoj i Grčkoj iznosila je25 ,78 evra/MW h . Prosečna cena tokom vršnog opterećenja bila je76 ,40 evra/MW h , dok je van vrha trgovano po95 ,50 evra/MW h . Dnevni minimum bio je36 ,00 evra/MW h u14 . satu a maksimum150 ,00 evra/MW h u20 . satu.

Zanimljivo je da je pad srpskih cena zabeležen uprkos očekivanoj neto potrebi za uvozom od440 MW h koja je bila nešto veća nego prethodnog dana (359 MW h). Procena proizvodnje bila je2 .987 MW naspram potrošnje3 .427 MW h; Srbija je uvezla približno355 MW iz Rumunije i282 MW iz Severne Makedonije te67 MW iz Mađarske—dok je izvozila163 MW ka Crnoj Gori i89 MW ka Hrvatskoj.

U tekstu se naglašava da srpski diskont nije bio samo posledica viška domaće proizvodnje: tržište koristi pristup „jeftinijoj“ energiji koja prolazi kroz Rumuniju i Severnu Makedoniju te niže cene južnog Balkana—uz ograničene mogućnosti da se ceo diskont arbitiražno plasira ka Mađarskoj zbog zagušenja prekograničnih kapaciteta.

Terminska kriva jača uprkos povoljnom spot bilansu

Iako fizički bilans tog dana nije sugerisao nestašicu regiona zbog hladnijeg vremena manjeg opterećenja i veće solarne i vetroproizvodnje uz bugarski izvoz te povratak Rumunije u izvozni režim, terminsko tržište računalo je drugačiji period rizika.

Terminska kriva ojačala je znatno brže nego spot: mađarski ugovor za31 . nedelju porastao je za9 evra/MW h na140 evra/MW h ;32 . nedelja skočila je za16 evra/MW h na164 ,50 evra/MW h . Ugovor za avgust poskupeo je za10 evra/MW h na156 ,50 evra/MW h a terminski ugovor za kalendarsku2027 godinu dostigao je130 evra/MW h.

Premija Mađarske prema Nemačkoj kretala se između14 ,50 i24 evra/MW h zavisno od ročnosti (31 . nedelja do32 . nedelje), uz slične razlike prema drugim periodima rizika navedene u tekstu. Zaključak koji proizlazi iz ovih kretanja jeste da terminsko tržište već uračunava trajna regionalna zagušenja i buduće rizike nestašice—više nego što reaguje samo na trenutni fizički bilans koji tog dana izgleda povoljno.

Cene goriva i emisija dodatno podržale večernju vrednost fleksibilnosti

Cenovni pomaci podržani su kretanjima gasa i emisija: austrijski gas CEGH porastao je za2 ,50 evra/Mw h na63 ,17 evra/Mw h ; gas u Grčkoj porastao je na54 ,33 evra/Mw h ; a EU ETS dozvole poskupele su za3 ,40 evra po toni na86 ,63 evra/t . Tekst ističe da ekonomika gasnih elektrana ostaje nepovoljna čak i za efikasne kombinovane gasno-parne elektrane—što ipak održava snažnu cenovnu osnovu za večernje periode i zimu te periode niske proizvodnje iz obnovljivih izvora.

Dodatno jačanje terminskih ugovora zabeleženo je i kod uglja API2 sa blagim rastom indikacija između oko123 i126 dolara po toni.

Šta to znači za investitore: slab capture price za solar tek treba da bude „plaćen“ fleksibilnošću

Sednica od23 . jula donela je istovremeno slabe capture price-ove za solarnu proizvodnju i veću vrednost fleksibilne proizvodnje i skladištenja—jer podnevni deo krive biva pritisnut obiljem obnovljivih izvora dok večernji sati nose skokove koje podržavaju prekogranični tokovi ka skupljim destinacijama poput Italije kada solar opada.

Kao rezultat toga pojavljuje se jasna regionalna podela: dnevni pad cena pod uticajem solarnog „preliva“ ide ruku pod ruku sa večernjim rastom cena podržanim importom duž koridora gde kapaciteti postaju ključni faktor određivanja koliko arbitrarno može da se prenese korist između tržišta.