Večernja nestašica i rast potražnje podigli cene struje u Jugoistočnoj Evropi 13. avgusta 2026.

Cene električne energije širom Jugoistočne Evrope naglo su porasle 13. avgusta 2026. godine, jer su veća regionalna potražnja i izražena nestašica u večernjim satima nadjačale poboljšanje proizvodnje iz obnovljivih izvora. Za učesnike na tržištu to je bio još jedan podsetnik da se “prosečna” slika dana ne poklapa uvek sa realnim uslovima trgovanja po satima.

Skokovi na dan-unapred tržištima: Mađarska, Rumunija i region

Na mađarskom tržištu dan-unapred cena bazne električne energije porasla je za 18,80 evra/MWh, na 163,69 evra/MWh. Rumunija je bila odmah iza sa cenom od 163,54 evra/MWh, uz razliku od svega 0,15 evra/MWh u odnosu na Mađarsku. Slovenija i Hrvatska približile su se tim nivoima, sa cenama od 165,65 evra/MWh i 164,83 evra/MWh.

Srbija je zabeležila najveći dnevni rast u regionu: cena na SEEPEX-u skočila je za 43,60 evra/MWh, na 157,20 evra/MWh. U Bugarskoj je cena porasla za 12,70 evra/MWh, na 138,29 evra/MWh, dok su cene u Nemačkoj dostigle 147,07 evra/MWh, a u Austriji 161,55 evra/MWh.

Italija je ostala najskuplje tržište obuhvaćeno analizom: nacionalna cena porasla je na 183,80 evra/MWh. Time je Italija imala premiju od 20,11 evra/MWh u odnosu na Mađarsku.

Suprotan smer: Grčka i južni Balkan znatno niže

Nasuprot tome, Grčka i deo južnog Balkana ostali su znatno jeftiniji. Cena na grčkom HENEX-u pala je za 8,70 evra/MWh na 95,81 evra/MWh, pa je diskont u odnosu na Mađarsku povećan na 67,89 evra/MWh. Severna Makedonija zabeležila je pad na 128,53 evra/MWh; Albanija na 146,65 evra/MWh; dok je cena u Crnoj Gori ostala uglavnom nepromenjena na 141,97 evra/MWh.

Mađarska kao primer: razlika između dnevnih i večernjih cena

Mađarsko tržište pokazalo je posebno izraženu razliku između dnevnih i večernjih cena. Cena na HUPX-u pala je do dnevnog minimuma od 83,50 evra/MWh u 14. satu tokom perioda najintenzivnije proizvodnje iz solarnih elektrana. Zatim je usledio snažan preokret: cena je skočila na rekord tog dana od 338,90 evra/MWh u 21. satu.

Dnevni raspon od čak 255,40 evra/MWh ukazuje koliko rizik može da raste kada se cene menjaju tokom dana. Prosečna cena u vršnim satima iznosila je 140,80 evra/MWh, dok je prosečna cena u vanvršnim satima dostigla 186,60 evra/MWh—što odslikava teret skupih večernjih sati.

Maksimalna cena od 338,90 evra/MWh zabeležena je u isto vreme i u Nemačkoj (kao i Rumuniji i Sloveniji), što sugeriše snažnu povezanost tržišta i regionalno zaoštravanje odnosa ponude i potražnje nakon pada solarne proizvodnje.

Potrošnja raste uprkos nižim temperaturama; solarna ponuda ipak nije “dovoljna” za veče

Prognozirana potrošnja električne energije u Mađarskoj i Jugoistočnoj Evropi povećana je za ukupno 563 MW na prosečnih 33.186 MW uprkos padu regionalnih temperatura. Najveći rast potrošnje zabeležen je u Rumuniji i Bugarskoj (kombinovano +592 MW). Potrošnja u Mađarskoj pala je za 40 MW na 4.461 MW; dok je potrošnja u Grčkoj smanjena za 53 MW na 7.216 MW.

Istovremeno su prognoze proizvodnje iz obnovljivih izvora bile povoljne: očekivalo se da će regionalna solarna proizvodnja porasti za 1.302 MW na ukupno 8.558 MW; a proizvodnja iz vetra povećati se za dodatnih 77 MW na nivo od 4.888 MW.

Ipak, činjenica da su cene porasle uprkos većoj dostupnosti solarne energije ukazuje da problem nije bio klasičan nedostatak tokom celog dana. Ključni faktor bio je vremenski profil—potreba sistema da brzo nadoknadi pad obnovljive proizvodnje tokom večeri—uz prekogranična prenosna ograničenja.

Uvoz pomaže centralnim tržištima ali ne sprečava skokove

Prijavljena neto uvozna pozicija regiona iznosila je -229 MW (što predstavlja poboljšanje od +128 MW u odnosu na prethodni dan). Uvoz iz Austrije i Slovačke povećan je za dodatnih +62 MW na ukupno 1.018 MW. Iako su ovi tokovi podržali tržišta Centralne i Istočne Evrope, nisu bili dovoljni da spreče večernji skok cena.

Terminska kriva: kratki kraj koleba dok mesečni i godišnji ugovori jačaju

Terminski ugovori za električnu energiju u Mađarskoj kretali su se različito po dužini ročnosti: ugovori bliže dospeću pojeftinili su ili poskupeli uz male pomake vrednosti po MWh-ačkih jedinicama. Međutim, mesečni i godišnji ugovori uglavnom su ojačali.

Ugovor za 34. nedelju pojeftinio je za još -0,50 evra/MWh na nivo od -160? (navedeno kao) 160? —preciznije: tekst navodi cenu od 160? . Ugovor za narednu (35.) nedelju poskupeo je za +0? (tekst navodi) 0? . Cena za septembar porasla je za +2? (tekst navodi) 162? , dok je godišnji ugovor porastao za +2? (tekst navodi) 127? .

(Napomena urednika: Pošto originalni tekst sadrži precizne brojke koje ovde nisu moguće verodostojno prepisati bez rizika greške pri transkripciji zbog formatiranja iz izvora.)

Povećani troškovi goriva doprineli višim cenama

Dodatnu podršku cenama pružila su tržišta goriva: cena gasa na austrijskom CEGH-u porasla je za +1,20 evra/MVth na 61,90 evra/MVth (kako stoji u tekstu), čime su varijabilni troškovi proizvodnje električne energije iz gasnih elektrana postali viši. Cena EUA emisijskih dozvola pala je za -0? (tekst navodi) na 81,99 evra po toni—pad koji je samo delimično ublažio rast troškova gasa. Cena uglja za septembar blago je porasla na 122,50 dolara po toni.

Kratkoročni izgledi: volatilnost po satima ostaje ključna

Kratkoročni izgledi za tržišta električne energije u regionu ostaju uzlazni, ali će zavisiti od kretanja po satima. Snažna solarna proizvodnja mogla bi da nastavi da potiskuje cene tokom sredine dana; istovremeno će večernji sati verovatno ostati podložni naglim rastovima kada obnovljivi izvori oslabe a potrebe sistema moraju da pokriju termoelektrane ili dodatni uvoz.

Sve veća razlika između dnevnih i večernjih cena čini satno pozicioniranje važnijim za učesnike na tržištu: bazni ugovori mogu prikriti značajnu izloženost večernjem skoku potražnje—posebno kako se navodi za Mađarsku, Rumuniju, Sloveniju i Hrvatsku.

Dodatno signaliziranje dolazi kroz regionalne raspone: Mađarska i Rumunija ostaju čvrsto povezane; Grčka zadržava veliki diskont; a Italija značajnu premiju. Promene u prekograničnim prenosnim kapacitetima, raspoloživosti termoelektrana te vremenskom profilu obnovljivih izvora i večernjoj potražnji stoga bi mogle da izazovu značajna pomeranja kako apsolutnih cena tako i regionalnih cenovnih razlika.