Cene električne energije u Jugoistočnoj Evropi rastu 21. aprila zbog skoka tražnje i jačeg oslanjanja na uvoz

Cene električne energije širom Jugoistočne Evrope porasle su 21. aprila, jer je nagli rast potražnje — uz promene u proizvodnji iz obnovljivih izvora — pojačao oslanjanje na uvoz i suzio cenovne razlike. Time se region dodatno pozicionira kao tranzitni i balansni koridor između centralnoevropskih i mediteranskih tržišta, gde prekogranični tokovi sve više oblikuju marginalne cene.

Uzlazne dnevne cene, uz izražen jug–sever jaz

Na tržištima za dan unapred cene su se kretale naviše na većini lokacija. Mađarska je dostigla 122,6 €/MWh, Rumunija 117,4 €/MWh i Srbija 113,8 €/MWh. Hrvatska i Bugarska trgovale su se na nivou od oko 109–110 €/MWh.

Grčka je ostala strukturno niža sa 83,1 €/MWh, čime je nastavljen uporan jug–sever spread od gotovo 40 €/MWh. Takva razlika podstiče fizičke tokove ka skupljim centralnoevropskim tržištima.

Deficit raste: potražnja brže raste od proizvodnje

Rast cena prvenstveno odražava sistem koji je sve više vođen pritiskom sa strane tražnje, a ne poremećajem ponude. Ukupna potrošnja u SEE i mađarskom sistemu porasla je na 30.658 MW (+2.003 MW dnevno), dok je proizvodnja porasla sporije na 27.848 MW. Posledica je bio veći deficit koji se pokriva uvozom.

Neto uvoz porastao je na 1.412 MW (+604 MW), što potvrđuje da spoljnje snabdevanje ponovo ima ključnu ulogu u formiranju cena.

Centralna Evropa vraća “cenovno sidro”, povećani tokovi iz CORE-a

Dodatni signal zatezanja došao je iz širenja cenovnog spread-a između Mađarske i Nemačke na oko 40 €/MWh (porast približno 17 €/MWh). To je dovelo do većih tokova iz Austrije i Slovačke ka Mađarskoj, pri čemu je uvoz iz CORE regiona porastao za više od 600 MW.

Time se potvrdilo da centralnoevropski cenovni signali i dalje određuju marginalne cene u regionu.

Obnovljivi izvori povećavaju volatilnost, termo kapaciteti stabilizuju

Struktura proizvodnje dodatno je pojačala volatilnost. Proizvodnja iz vetra porasla je za 796 MW, ali je to delimično neutralisano padom solarne proizvodnje od 264 MW, što ukazuje na intradnevnu varijabilnost umesto strukturnog slabljenja OIE.

Hidroenergija porasla je za 457 MW, dok je gasna proizvodnja povećana za 179 MW — znak da se termo kapaciteti ponovo koriste za stabilizaciju sistema. Proizvodnja iz uglja blago je opala, ali ostaje relevantna za balansiranje.

Intradnevni rizik ugrađen u satne profile

Satni profili pokazuju kako se cenovni rizik preliva u realnom vremenu. Vrhovi u Mađarskoj približili su se nivou od oko 270 €/MWh, dok je Srbija beležila približno 165 €/MWh. Van vršnih sati cene su ostale visoke, krećući se između 120–140 €/MWh, što sugeriše trajni pritisak na sistem čak i kada potražnja nije na maksimumu.

Prekogranični tokovi potvrđuju transformaciju SEE u balansni centar

Tokovi preko granica dodatno potvrđuju da se SEE sve više definiše interkonekcijama. Zabeleženi su tokovi iz Rumunije ka Mađarskoj od oko 900 MW, kao i izvozi iz Bugarske ka Srbiji te iz Mađarske ka jugu. Istovremeno, tokovi ka Italiji i Grčkoj ostali su aktivni, čime se održava arbitražni prostor između skupljih centralnih i relativno jeftinijih južnih tržišta.

U praksi, električna energija se ne prilagođava samo nacionalnoj ravnoteži ponude i tražnje: dinamički se preusmerava kroz mrežu kako bi se iskoristile cenovne razlike, pa SEE sve više funkcioniše kao zona prenosa cena između evropskih centara.

Gorivo pomaže ograničeno: CO₂ zadržava troškovni pritisak

Tržišta goriva i ugljenika pružila su ograničeno olakšanje. Gas na austrijskom CEGH ostao je stabilan oko 42 €/MWh, dok su cene uglja nastavile blagi pad. Međutim, cene emisija u okviru EU ETS sistema porasle su, što održava strukturni troškovni pritisak na termo proizvodnju.

Zbog kombinacije nižih cena goriva i viših cena CO₂ veleprodajne cene ostaju visoke: čak i kada inputi poskupljuju manje nego ranije, karbon postavlja donju granicu ekonomike proizvodnje — posebno za ugalj i gas.

Šta sledi: visoka volatilnost uz raspon cena oko 100–130 €/MWh

Na širem strukturnom nivou izdvajaju se četiri trenda: prvo, dominacija varijabilnosti tražnje nad varijabilnošću proizvodnje iz OIE; drugo, povratak Centralne Evrope kao cenovnog sidra; treće, nastavak uvozne zavisnosti čak i tokom perioda rasta proizvodnje; četvrto, postepena konvergencija cena uz još prisutne regionalne razlike.

U narednom periodu očekuje se nastavak visoke volatilnosti unutar povišenog cenovnog opsega. Prognoze ukazuju na stabilizaciju potražnje bez njenog značajnog pada, dok će proizvodnja iz vetra i solara ostati promenljiva.

Zbog toga se očekuje da cene ostanu između 100–130 €/MWh, uz povremene skokove iznad 150 €/MWh tokom vršnih intervala. Intradnevna volatilnost trebalo bi da ostane visoka usled kombinacije varijabilnosti OIE i prekograničnih tokova.

Za tržišne učesnike to znači da okruženje nastavlja da favorizuje trgovinu prekograničnim spread-ovima i intradnevno pozicioniranje: SEE tako više nije periferni sistem već integralni deo evropskog elektroenergetskog sistema gde se cene oblikuju “u realnom vremenu” kroz interakciju tražnje, OIE i prekograničnih tokova.