Podeljeno tržište električne energije u jugoistočnoj Evropi: Paks i rizik ponude guraju cene naviše

Jugoistočnoevropsko tržište električne energije u petak je otvoreno sa jasnom podelom: tesno povezani klaster Mađarska, Rumunija, Slovenija i Hrvatska trgovao je znatno skuplje od južnobalkanskih tržišta. Pokretač te razlike nije bio širi evropski trend, već pogoršan izgled raspoloživosti nuklearne elektrane Paks u Mađarskoj, gde su izuzetno niski nivoi Dunava povećali mogućnost potpunog obustavljanja rada postrojenja.

Paks rizik podigao spot cene i preusmerio tokove

Rizik smanjenja ponude preliva se kroz više delova tržišta: spot cene, prekogranične tokove i terminsku krivu. Reakcija je bila najizraženija na mađarskoj nedeljnoj krivoj, ali se uočila i u dnevnim cenama širom regiona. Mađarska day-ahead cena dostigla je €157,81/MWh, što je rast od €25,70/MWh u odnosu na četvrtak. Rumunija je pratila sa €155,33/MWh, dok su Slovenija i Hrvatska zabeležile €157,65/MWh odnosno €156,49/MWh.

Četiri tržišta praktično su se izjednačila u rasponu od nešto više od €2/MWh. To sugeriše da su regionalno formiranje cena pogonili isti faktori: ograničena ponuda u Mađarskoj, veća potreba za uvozom i skuplja zamenska proizvodnja iz termoelektrana.

Centralna Evropa ostaje povezana, ali Mađarska apsorbuje veći uvoz

Iako je Nemačka takođe zabeležila rast na €148,59/MWh, Mađarska je zadržala premiju od €9,22/MWh. Austrija je dostigla €155,61/MWh—tek €2,20/MWh manje od HUPX-a. Relativno male razlike prema zapadnoevropskim tržištima ukazuju da je Mađarska i dalje snažno povezana sa centralnoevropskim sistemom.

Ključna razlika leži u tome što pad domaće proizvodnje povećava količinu električne energije koju zemlja mora da obezbedi iz inostranstva. Prosečna domaća proizvodnja trebalo bi da padne na 2.667 MW (sa 3.209 MW prethodnog dana), dok potrošnja raste na 4.871 MW. Time neto potreba za uvozom dostiže približno 2.203 MW—u odnosu na 1.599 MW dan ranije—uz posebno izražen deficit tokom perioda van vršnog opterećenja kada prosečni manjak dostiže 3.285 MW.

Večernji vrhovi otkrivaju ranjivost sistema

Satni profil na HUPX-u odražavao je te uslove: dnevni minimum ostao je neuobičajeno visok (€83,30/MWh tokom 16. sata), dok je večernji maksimum porastao na €268,60/MWh tokom 20. sata. Prosečna cena u vršnim satima bila je €136,00/MWh; vanvršna cena dostigla je €179,60/MWh.

Neobična premija vanvršnog perioda poveziva se sa uključivanjem skupih večernjih i noćnih sati u taj segment obračuna, dok jaka solarna proizvodnja tokom dana nastavlja da obara cene. Struktura proizvodnje dodatno objašnjava zašto se sistem teško “prebaci” posle zalaska sunca: proizvodnja iz Paksa pala je na prosečnih svega 961 MW (sa približno 1.830–1.850 MW tokom prethodnog vikenda). Nuklearna energija činila je oko 31% mađarske proizvodnje 30. jula, dok su solarne elektrane učestvovale sa oko 51%. Kada solarna proizvodnja nestaje a stabilan bazni izvor oslabi zbog niže raspoloživosti nuklearne energije, večernje opterećenje postaje skuplje za pokrivanje.

Rumunija prati obrazac: viši deficit i jači izvoz ka Mađarskoj

Rumunija beleži gotovo identičan razvoj cena: OPCOM day-ahead tržište poraslo je za €25,20/MWh na €155,33/MWh. Cene su se kretale od €83,30/MWh do €271,20/MWh tokom večernjeg vrha.

Neto pozicija Rumunije pogoršala se sa uvoza od 376 MW na 480 MW uprkos blagom povećanju domaće proizvodnje na 5.228 MW; potrošnja je porasla na 5.708 MW. Prekogranični tokovi potvrđuju Rumunijinu ulogu u pokrivanju manjka električne energije u Mađarskoj: prosečan izvoz iz Rumunije ka Mađarskoj povećan je na 1.605 MW (a tokom vršnih sati dostizao je 2.301 MW).

Istovremeno, Rumunija je uvozila oko 2.088 MW iz Bugarske—praktično prenoseći bugarski višak prema severu ka području sa deficitom u Mađarskoj—pa pravac Bugarska–Rumunija–Mađarska postaje jedan od najvažnijih regionalnih trgovačkih pravaca.

Srbija ostaje konkurentnija po proseku, ali ne “izoluje” večernje cene

Srbija ostaje među jeftinijim tržištima uprkos rastu potražnje: SEEPEX day-ahead cena porasla je za €8,30/MWh na €113,07/MWh uz diskont od €44,74/MWh prema Mađarskoj. Potrošnja električne energije povećana je za 327 MW (oko 9%) na 3.940 MW; prognozirana proizvodnja porasla je sa 3.053 MW na 3.400 MW pa se potreba za neto uvozom blago smanjila sa 560 MW na 540 MW.

Ipak zavisnost Srbije od uvoza koncentrisana je tokom vršnih sati: neto uvoz prosečno iznosio je 906 MW pri visokom opterećenju i svega 174 MW van vrha. Najveći planirani prilivi dolazili su iz Severne Makedonije (374 MW), Bugarske (297 MW), Mađarske (115 MW) i Bosne i Hercegovine (41 MW). Srbija istovremeno izvozi prema Crnoj Gori i Hrvatskoj (prosečni tokovi od oko 121 MW odnosno oko 105 MW).

Dnevni minimum SEEPEX-a bio je €60,10/MWh tokom 13. sata; večernji maksimum porastao je na €250,10/MWh tokom 20. sata—što pokazuje da ni srpsko tržište nije potpuno izolovano od regionalnih nestašica kada deficit “dođe” do vrha krive cena.

Južni Balkan strukturno niže cene: Grčka rekordno udaljena od HUPX-a

Južna balkanska tržišta ostala su strukturno niža: Grčka pala za €2,60/MWh na €89,96/MWh i napravila rekordni dnevni diskont od €67,85/MWh prema HUPX-u. Grčka proizvodnja porasla je na 9.008 MW uz potrošnju od 7.222 MW pa neto izvoz dostiže oko 1.787 MW; izvozi su bili usmereni ka Bugarskoj (oko 1.101 MW), Severnoj Makedoniji (469 MW) i Albaniji (200 MW).

Na HENEX-u zabeležen je sat sa cenom od nula evra tokom 16. sata; dnevni maksimum bio je svega €154,80/MWh jer snažna dnevna proizvodnja iz obnovljivih izvora i visoki izvozni kapaciteti drže Grčku među najjeftinijima—uz napomenu da ograničenja interkonekcija nisu omogućila da višak potpuno ublaži pritisak prema centralnom delu jugoistočne Evrope.

Albanija ide drugim smerom: cena raste sa prethodnog dana nakon skoka sa €87,99/MWh na €158,09/MWh (rast od €70,10/MWh). Crna Gora pala je za €5,30/MWh na €146,43/MWh; vanvršne cene ostale su visoke (€181,20/MWh) uz maksimum od €250 M/W tokom 21. sata—dok potrošnja raste na 461 MW uz proizvodnju od svega 326 MW pa neto uvoz iznosi oko135 MW.

Severna Makedonija ostaje drugo najjeftinije tržište nakon Grčke: cena pada za €12,40/MWh na €105,31/MWh uz skroman izvozni višak bilansne pozicije (18 MW), ali komercijalni tokovi potvrđuju njenu tranzitnu funkciju između Bugarske/Grčke/Kosova/Srbije.

Kratkoročni signal rizika stiže jače preko termina nego spota

Terminsko tržište pokazalo je snažnije signale rizika nego spot segment: mađarska cena za narednu nedelju skočila je za čak €70/MWh na jednu sesiju na €282/MWh—uz premiju od čak €155 M/W prema Nemačkoj i dodatnih €10550 M/W prema Italiji—dok je cena za sledeću nedelju porasla na€18450 M/W . Avgustovski ugovor za Mađarsku dostigao je isti nivo uz dnevni rast od€2050 M/W .

Nemački terminski kontrakt za istu nedelju pao je na€127 M/W , a italijanski je iznosio€17650 M/W . Ekstremna mađarska premija zato se tumači kao specifičan regionalni rizik adekvatnosti sistema i dostupnosti nuklearnih kapaciteta—ne kao širi rast evropskog tržišta električne energije.

Cena gasa daje ograničen prostor; ključ ostaje Paks i hlađenje Dunava

Kretanje troškova podržava tu sliku fleksibilnosti bez “neograničenog” prostora: cena gasa na CEGH-u porasla je na€6144 /M Wh , a EU emisijske dozvole pale su na€8129/tCO₂ . Procena varijabilnog troška efikasne gasne elektrane kreće se oko€140–145 /M Wh pre operativnih i balansnih troškova . Bazna cena na HUPX-u od€15781 /M Wh pruža pozitivan ali ograničen prostor za gasne kombinovane kapacitete , dok večernje cene iznad€260 /M Wh nagrađuju fleksibilnije termo kapacitete , skladištenje i hidroenergiju .

Naredni razvoj zavisiće prvenstveno od raspoloživosti Paksa i ograničenja povezanih sa temperaturom Dunava i sistemom hlađenja . Očekuje se rast temperatura tokom vikenda i početkom naredne nedelje , uz prelazak Mađarske iznad30°C , dok protok Dunava na relevantnoj lokaciji iznosio približno4 .692 kubna metra u sekundi . Produžena ograničenja rada nuklearnih kapaciteta zadržaće visoku potrebu Mađarske za uvozom , podržati izvozne tokove Rumunije i Bugarske prema severu i održati visoke večernje premije na povezanim tržištima jugoistočne Evrope . Srbija će verovatno ostati cenovno konkurentnija ukoliko domaća proizvodnja iz uglja i hidroelektrana bude stabilna , ali približavanje cena tokom večernjih sati pokazuje da ni srpsko tržište nije izolovano od regionalnih nestašica .