Tržišta električne energije u JIE: solarni rast popušta dnevne cene, ali večernji rizik ostaje

Tržišta električne energije u jugoistočnoj Evropi pokazala su 11. avgusta 2026. mešovitu sliku: cene su pale u Mađarskoj i nekoliko tržišta tesno povezanih s njom, dok su Grčka, Bugarska, Albanija i Crna Gora zabeležile značajan rast. Za investitore i trgovce to je važan signal jer se dnevni pad cena poklapa sa jačanjem solarne proizvodnje, dok istovremeno rast potrošnje i kasniji disbalansi održavaju pritisak na skuplje večernje sate.

Regionalne dnevne cene: pad oko HUPX-a, rast na jugu

Na mađarskoj berzi HUPX bazna cena za dan-unapred pala je za €5,10 na €151,44/MWh. Rumunija je pratila trend sa €149,54/MWh, dok su Slovenija, Hrvatska, Srbija i Albanija zabeležile cene blizu €150/MWh, što ukazuje na visoku povezanost cena oko mađarskog tržišta.

Međutim, kretanja nisu bila jednolična. Albanija je zabeležila najveći rast—sa €18,30 na €149,84/MWh—dok je Crna Gora poskupela za €14,60 na €155,59/MWh. Bugarska je porasla sa €11,40 na €146,72/MWh. Grčka je poskupela za €11,80, ali je ostala tržište s najnižom cenom u regionu na €115,78/MWh.

Italija je imala najvišu cenu u regionu od €181,14/MWh (premija od €29,71/MWh u odnosu na Mađarsku). Nemačka je trgovala po €110,38/MWh—što znači da je HUPX bio skuplji za €41,05/MWh. Razlika između mađarske i grčke cene iznosila je €35,66/MWh iako je raspon smanjen za €16,90 u odnosu na prethodni dan.

Solarni profil: dnevni minimumi padaju, večernji pik ostaje osetljiv

Satni profil cena u Mađarskoj pokazao je izražen kontrast između perioda visoke solarne proizvodnje tokom dana i večernjeg pika potrošnje. Minimalna cena na HUPX-u iznosila je €62,70/MWh u 13. satu, dok je maksimum dostigao €245,10/MWh u 21. satu—čime se raspon između dnevnog minimuma i maksimuma popeo na više od €182/MWh.

Prosečna cena u bloku vršnog opterećenja iznosila je samo €125,10/MWh naspram €177,80/MWh tokom perioda van vršnog opterećenja. Takav obrazac upućuje da snažna solarna proizvodnja tokom dana potiskuje cenu nadole nakon čega slede znatno zategnutiji uslovi kako potrošnja raste u večernjim satima i tokom noći.

Sličan obrazac pojavio se i kod suseda: Nemačka je nakratko skliznula u negativnu zonu (minimalno minus €0,10/MWh), pre nego što se cena u 21. satu podigla na €199/MWh. Grčka je takođe imala sate oko podneva sa cenom od nula evra; večernje cene dostigle su do €241/MWh.

Ponuda vetra i potražnja: više solarne proizvodnje ublažava dnevni pritisak

Očekivalo se da će regionalna solarna proizvodnja porasti za 1.461 MW na 8.653 MW. Istovremeno se predviđalo da će proizvodnja iz vetra pasti za 660 MW na 2.616 MW. U tom okviru jača solarna ponuda delovala bi kao amortizer tokom dana, dok bi slabiji vetar mogao doprineti zategnutijem balansu kasnije tokom dana.

Potrošnja raste; neto uvoz jača

Prognozirana regionalna potrošnja iznosila je 34.426 MW—rast od 2.010 MW ili oko 6,2% u odnosu na prethodni dan. Neto uvoz povećan je sa 982 MW na 1.569 MW; pri tome je uvoz iz ključnih centralnoevropskih tržišta porastao za 527 MW na 2.649 MW.

U Mađarskoj je potrošnja porasla na 4.963 MW uz procenjenu domaću proizvodnju od 2.926 MW. To znači da joj je bio potreban prosečan neto uvoz od 2.037 MW—191 MW više nego prethodnog dana—pri čemu su Slovačka, Rumunija i Austrija bili glavni izvori isporuka.

Rumunija je dodatno povećala zavisnost od uvoza: prosečan uvoz porastao je na 476 MW sa prethodnih 195 MW. Grčka ostaje značajan regionalni izvoznik sa prosečnim viškom od 1.666 MW.

Podaci o tokovima sugerišu da premija mađarske cene prema nemačkom tržištu nastavlja da privlači električnu energiju iz centralne Evrope. Ipak, razlika koja ostaje iznad €40/MWh ukazuje da ograničenja prenosnih kapaciteta i lokalne nestašice tokom večernjih sati sprečavaju punu konvergenciju cena.

Kratkoročni ugovori slabiji: trgovci razlikuju cenu sadašnjosti od udaljenijih perioda

Kratkoročni terminski ugovori za električnu energiju u Mađarskoj oslabili su uprkos višim cenama energenata. Ugovor za 34. nedelju pao je za €6,50 na €154,50/MWh; ugovor za 35. nedelju takođe se spustio za €6,50 na €153,50/MWh.

Septembarski ugovor pokazao je veću otpornost—porastao je za €0,50 na €163,50/MWh—dok je kalendarski ugovor poskupeo za samo €3 na ukupno €126,50/MWh (kretanja koja ukazuju na jasnije razdvajanje slabijih kratkoročnih cena i čvršćih uslova za udaljenije periode).

Premije mađarske cene prema Nemačkoj takođe su smanjene: HU-DE raspon za 34. nedelju smanjen je za €12,50 na €23,50/MWh; septembarski raspon sužen je za €4,50 na €27,50/MWh—što govori da trgovci umanjuju premiju vezanu za kratkoročnu nestašicu u Mađarskoj.

Cena gasa i uglja raste; emisije nude ograničeno olakšanje

Cene gasa i uglja na evropskom tržištu značajno su porasle: septembarski gas na CEGH-u poskupeo je za €5 na €62/MWh; ugovor za četvrti kvartal povećan je za još €5,50 na €62,50/MWh. Septembarski API-2 uglj poskupeo je za €/6 na €/121/50? (prema tekstu) — odnosno saopšteno je da je porastao za „€6“ na „€121/50“ Mwh? U skladu s izvornim podacima: septembarski API-2 ugolj poskupeo je za „€6“ na „€121/50 Mwh“, dok je cena uglja za četvrti kvartal dostigla „€124/50“ Mwh.

Cene emisijskih dozvola pružile su samo ograničeno ublažavanje: EU dozvole pale su za „€1“ na „€82/27“ po toni (prema tekstu). Ipak kombinovano kretanje gasa، uglja i emisija ukazuje na više troškove termoelektrana، što daje podršku cenama električne energije kasnije tokom krive.

Šta to znači dalje: vetar vs oporavak Pakša vs kapaciteti prenosa

Ukupna slika ostaje mešovita: veća solarna proizvodnja i postepeni oporavak proizvodnje u mađarskoj nuklearnoj elektrani Pakš vrše pritisak na kratkoročne bazne cene; istovremeno slabija proizvodnja iz vetra، viša potrošnja i rast troškova energenata drže rizik nestašice posebno tokom večernjih sati i podržavaju dugoročnije ugovore.

Kratkoročno gledano، ključni faktori biće proizvodnja iz vetra، profil večernje potrošnje i dostupnost prekograničnih kapaciteta za uvoz۔ Dalji oporavak Pakša ili veći uvoz iz centralne Evrope mogli bi smanjiti mađarsku premiju; nasuprot tome، slabija proizvodnja iz vetra، više temperature ili nova ograničenja povezana s niskim vodostajem Dunava mogla bi povećati rizik od novog snažnog skoka cena tokom večernjih sati.