Večernja nestašica podigla cene u Srbiji i Mađarskoj iznad 160 €/MWh: šta stoji iza regionalne volatilnosti

Tržište električne energije za dan unapred u Jugoistočnoj Evropi zaoštrilo se za isporuku 16. jula, uz rast baznih cena na većini berzi u regionu. Iako su više cene često povezane sa troškovima goriva, profil ovog dana ukazuje na dublju strukturnu promenu: najskuplji sati sve češće dolaze u večernjem periodu, dok snažna solarna proizvodnja potiskuje tradicionalni dnevni vrh potrošnje.

U takvom okruženju, veća potreba za hlađenjem, slabiji neto uvoz i ograničena fleksibilnost tokom pada solarne proizvodnje gurnuli su Srbiju, Mađarsku i deo Zapadnog Balkana ka tržišnoj strukturi koju sve više određuje nedostatak raspoložive energije. To se vidi i kroz međusobnu povezanost cena duž centralnog koridora jugoistočne Evrope.

Skok baznih cena: Srbija i Mađarska iznad 160 €/MWh

HUPX je završio trgovanje na nivou od 161,97 €/MWh, što predstavlja rast od 10,90 €/MWh. SEEPEX je povećao cenu za 21,00 €/MWh na 160,38 €/MWh. Srbija je trgovala svega 1,59 €/MWh ispod mađarskog tržišta, potvrđujući snažnu vezu cena između ove dve zemlje.

Širenje cenovnog pritiska nije ostalo lokalno: Austrija je zabeležila cenu od 161,01 €/MWh, Slovenija 160,45 €/MWh, a Nemačka 159,86 €/MWh. To sugeriše da je regionalni stres u snabdevanju i fleksibilnosti imao reperkusije i na šire centralnoevropsko tržište.

Južnije u regionu rast je bio najizraženiji

Najveći skok cena dogodio se južnije. ALPEX je porastao za 57,10 €/MWh na 169,58 €/MWh, čime je Albanija postala najskuplje tržište u regionu; albanska cena bila je 7,61 €/MWh viša od HUPX-a. Severna Makedonija povećala je cenu za 33,00 €/MWh na 158,76 €/MWh, dok je Crna Gora zabeležila rast od 28,10 €/MWh na 154,66 €/MWh.

Ostala tržišta beležila su umerenija kretanja: Hrvatska je blago pala na 156,47 €/MWh; Rumunija je porasla za 5,30 €/MWh na 155,30 €/MWh; Bugarska je porasla za 4,30 €/MWh na 145,94 €/MWh; Grčka je povećala cenu za 5,80 €/MWh na 142,24 €/MWh. Grčka je ostala najjeftinije tržište među posmatranim jugoistočnoevropskim berzama (19,74 €/MWh niže od Mađarske), dok je Bugarska imala diskont od 16,03 €/MWh.

Italija je ostala najskuplje veliko susedno tržište sa cenom od 170,47 €/MWh i premijom od 8,50 €/MWh u odnosu na HUPX.

Potražnja jača nego što se fleksibilnost može pratiti

Prognozirana regionalna potrošnja povećana je za dodatnih 1.092 MW (oko 3,3%) na prosečnih 34.233 MW. Najveći dnevni rast zabeležen je u Rumuniji i Bugarskoj: kombinovana potrošnja porasla je za 657 MW na 9.919 MW. Potrošnja u Grčkoj porasla je za 390 MW na 7.776 MW; Slovenija i Hrvatska zajedno dodale su još 133 MW do nivoa od 10.033 MW.

Mađarska je jedini veći izuzetak sa padom potrošnje od 201 MW na ukupno 4.872 MW. Međutim smanjenje nije neutralisalo širi regionalni rast potražnje—posebno zbog visokih temperatura—pa se potreba za hlađenjem koncentrisala upravo na južnim tržištima gde su prognozirane temperature dostizale oko 29–30°C (Grčka do 29,2°C; Albanija oko 28,5°C; Crna Gora do čak 30,2°C).

Neto regionalni uvoz smanjen je sa prethodnog dana sa nivoa od oko +871 MW na +710 MW (pad od približno -161 MW), uprkos tome što je potrošnja porasla za više od +1 GW. Istovremeno smanjen je i uvoz iz centralnoevropskog područja preko Austrije i Slovačke—za oko -306 MW na +1.593 MW—što znači da se uklonilo približno +1,25 GW raspoložive fleksibilnosti sistema u odnosu na prethodni dan.

Kupovina energije preusmerena ka večernjim satima

Dnevni profil cena dao je najjasniji signal promene tržišne strukture: vanvršni periodi bili su skuplji od vršnih satova jer tradicionalni vršni intervali sada obuhvataju sate sa značajnom solarnom proizvodnjom—dok kasniji večernji period nosi deficit fleksibilnosti kada solarni doprinos opada.

Na HUPX-u prosečna vršna cena iznosila je 137,80 €/MWh dok je prosečna vanvršna dostigla čak 186,10 €/MWh (obrnut razmak od oko -48/ +48? kako stoji u tekstu: razlika od približno -48). Cena se kretala između minimuma od 96,10 €/MWh u satu koji odgovara broju „11“ i maksimuma od čak „303“ (303/30? prema tekstu) do vrednosti koje su dostigle ekstremne skokove pred kraj dana; ukupni dnevni raspon iznosio je oko 207,20 €/MWh.

Srbija je imala još izraženiji večernji skok: SEEPEX minimum zabeležen je na nivou od oko „106“ u satu „12“, a maksimum od „340“ u satu „21“, čime je dnevni raspon dostigao oko „234“ €. Prosečna vanvršna cena bila je oko „178“ €, odnosno oko „36“ € viša od prosečne vršne cene (142/30? prema tekstu).

Albanija je zabeležila najveću volatilnost: pad na oko „64“ u satu „14“, pre nego što je skočila na čak „380“ u satu „21“. Maksimalna razlika između najnižeg i najvišeg nivoa bila je oko „315“ €, dok je prosečna vanvršna cena iznosila oko „215“ €, naspram približno „124“ € tokom vršnih sati.

Zategnutost tokova otkriva regionalni deficit fleksibilnosti

Istovremeni maksimumi cena u ključnim satima—posebno oko sata koji odgovara broju „21“—na više berzi (Mađarska uključujući Nemačku/Rumuniju/Sloveniju/Grčku/Bugarsku/Srbiju/Crnu Goru/Albaniju) ukazuju da događaj nije bio izolovan po pojedinačnim sistemima već regionalnog karaktera.

Kombinacija veće potražnje i slabije spoljne ponude uklonila je deo raspoložive fleksibilnosti sistema upravo kada solarna proizvodnja slabi. U tekstu se navodi da solar smanjuje granične cene tokom kasnog jutra i ranog popodneva—ali da dostupnost dispečabilne proizvodnje iz termoelektrana (uz skladišta energije) i mogućnost oslanjanja na uvoz nisu bili dovoljni da pokriju večernji skok bez aktiviranja skupljih izvora.

Obnovljivi izvori pomažu tokom dana—ali ne rešavaju večernji jaz

Prognozirana solarna proizvodnja povećana je za dodatnih +577 MW na +7.742 MW; proizvodnja iz vetroelektrana porasla je za +714 MW na +2.109 MW. Ipak veća proizvodnja obnovljivih izvora nije sprečila rast cena—nego je dodatno pojačala razliku između podnevne ponude po nižim cenama i večernjeg perioda kada sistem traži fleksibilnu energiju.

Zato tržište sve više nagrađuje sposobnost brzog povećanja proizvodnje i pouzdanu večernju isporuku: ne samo količinu proizvedenih obnovljivih izvora.

Skladištenje dobija vrednost kroz večernje profile

Za operatere baterijskih sistema teorijske mogućnosti zarade kroz jedan ciklus skladištenja bile su posebno izražene u Albaniji، Srbiji i Rumuniji. Tekst ističe da bi realni prihodi bili niži nakon uračunavanja gubitaka efikasnosti، tržišnih naknada، degradacije baterija i nesavršenog upravljanja radom، ali cenovni profili ipak potvrđuju ekonomsku opravdanost skladišta energije tamo gde mreža ima ograničenja—posebno u centralnoj i južnoj Evropi.

Dodatno se navodi da podaci objašnjavaju ubrzani razvoj baterijskih projekata u Bugarskoj، Grčkoj i Rumuniji: vrednost skladištenja sve više proizlazi iz pokrivanja večernje potražnje umesto oslanjanja isključivo na niske ili negativne dnevne cene.

Tumačenje troškova goriva: gas ostaje marginalan faktor najviših nivoa

Gas je ostao marginalno gorivo، ali nestašica fleksibilnosti i ograničenja sistema—više nego troškovi goriva—određivali su najviše cenovne nivoe. Austrijski CEGH gas indeks povećan je za +1{?}0? prema tekstu tačno: +1{?}0? — navodi se rast sa vrednosti do ukupno +55{?}72?; grčko gasno tržište takođe je poraslo za +0{?}40 € na ukupno +45{?}49 €. Emisione jedinice EU ostale su uglavnom stabilne oko nivoa otprilike „81“ € po toni。

Kada se uzme termička efikasnost od približno “50–55%”, cena gasa implicira trošak goriva od oko “101–111” € po MWh proizvedene električne energije. Uz dodavanje troškova ugljenika procenjeni marginalni trošak proizvodnje iz gasnih elektrana iznosi oko “130–145” € po MWh bez varijabilnih operativnih troškova. Cene iznad “200” € po MWh—posebno večernji nivoi između “300” i “380” €—prema tekstu posledica su nedostatka fleksibilnosti، ograničenja prenosa i potrebe za brzom regulacijom proizvodnje， a ne samo troškova goriva i emisija.

Terminsko tržište ne prenosi ceo šok dalje

Mađarsko terminsko tržište tretiralo je dnevni skok kao delimično privremen fenomen: ugovor za “30.” nedelju ostao je na “120” €, gotovo “42” € ispod dnevne cene; “31.” nedelja blago povećana je na “133{?}50” €. Dugoročniji proizvodi ojačali su više pa je avgustovski ugovor porastao na “141” €, dok je kalendarska godina “2026” dostigla “123{?}50” € po MWh.

Zaključak koji proizlazi iz terminske krive jeste da cenu oko “162” € nije preneta kao dominantnu referencu kroz ostatak letnjeg perioda، ali jeste povećana premija rizika za avgust i duže rokove. Premije Mađarske naspram Nemačke reflektuju očekivanja visoke letnje potrošnje، nedostatka večernje fleksibilnosti і ograničenog prenosa električne energije sever–jug。

Poruka za investitore: volatilnost će zavisiti od brzine dopune fleksibilnosti

Konačni podaci o proizvodnji još nisu uključeni u dnevnu bilansnu tabelu zbog čega se zaključci o obnovljivim i termo kapacitetima zasnivaju na prognozama i planiranim tokovima umesto konačno potvrđenoj proizvodnji. Ipak osnovna neravnoteža ostaje jasna: regionalna potražnja porasla je za više od “1 GW”، neto uvoz smanjen je， a formiranje cena pomerilo se odlučujuće ka večernjim satima nestašice energije。

Ako dalji rast solarnih kapaciteta nastavi da snižava dnevne cene bez paralelnog ubrzanja baterijskog skladištenja， dispečabilnih resursa і jačih prekograničnih veza， naredni periodi visokih temperatura mogu dodatno pojačati volatilnost—ali ovaj put verovatno unutar sve užeg prozora vremena kada sistem nema dovoljno fleksibilnosti da prati pad solarne proizvodnje.