Cene električne energije u SEE regionu rastu jer večernja nestašica nadmašuje veći proizvodni kapacitet Pakša

Jugoistočnoevropske [[PRRS_LINK_1]] značajno su porasle za sredu, 26. avgust, pri čemu se glavni klaster Mađarske, Rumunije, Bugarske i Grčke stabilizovao u rasponu od 184 do 187 €/MWh. Snažnija prekogranična potražnja, manji neto uvoz u region i izražen rast cena u kasnim večernjim satima nadjačali su poboljšanje raspoloživosti nuklearnih kapaciteta u Mađarskoj.

Cena bazne električne energije na mađarskom HUPX tržištu za dan-unapred iznosila je 184,04 €/MWh, što je 8,70 €/MWh više nego prethodnog dana. Rumunija je bila najskuplje tržište u centralnom SEE klasteru, sa 186,50 €/MWh, što predstavlja rast od 11,50 €/MWh. Sledile su Bugarska sa 185,33 €/MWh i Grčka sa 184,47 €/MWh. Hrvatska je porasla na 182,56 €/MWh, dok je Slovenija dostigla 181,82 €/MWh.

Svih šest tržišta tako se zadržalo u rasponu užem od 5 €/MWh, što ukazuje na snažnu konvergenciju cena u centralnom mađarsko-jugoistočnoevropskom trgovinskom području.

Rast cena nije prvenstveno bio posledica veće potrošnje električne energije. Prognozirana potrošnja u Mađarskoj i SEE regionu povećana je za svega 100 MW u odnosu na prethodni dan, na prosečnih 33,755 GW, dok se očekivalo blago popuštanje regionalnih temperatura.

Umesto toga, prekogranični bilans regiona postao je zategnutiji. Ukupan neto uvoz smanjen je za 182 MW, na 2,521 GW, uprkos povećanju priliva iz centralnoevropskog područja Austrije i Slovačke za 354 MW, na 3,235 GW. Istovremeno, izvoz prema Italiji povećan je za približno 446 MW, na 1,097 GW.

Ova kombinacija je važna za razumevanje formiranja cena u sredu. Veće količine električne energije ulazile su u severni deo SEE sistema iz Centralne Evrope, ali je istovremeno veći obim električne energije bio usmeren prema Italiji, gde su cene bile znatno više.

Italijansko tržište formiralo je cenu od 198,08 €/MWh, oko 14 €/MWh iznad HUPX-a, stvarajući snažan ekonomski podsticaj za održavanje tokova prema zapadu i jugozapadu tamo gde su to prekogranični kapaciteti omogućavali. Nemačka je, sa druge strane, ostala znatno jeftinija, na 153,65 €/MWh, ostavljajući Mađarsku sa premijom od 30,39 €/MWh u odnosu na nemačko tržište.

Austrija je bila znatno bliža Mađarskoj, sa cenom od 178,19 €/MWh.

Takva tržišna struktura pozicionirala je SEE između relativno jeftinije ponude iz Centralne Evrope i skuplje italijanske potražnje. HU-DE spread suzio se za oko 3,60 €/MWh u odnosu na prethodnu sesiju, ali je i dalje bio dovoljno širok da podrži nastavak uvoza prema jugoistočnoj Evropi.

Na drugom kraju sistema, italijanska premija dodatno je pojačala ekonomski podsticaj za usmeravanje raspoložive električne energije iz Slovenije, Hrvatske i Zapadnog Balkana.

Satne krive cena daju još jasnije objašnjenje visokih baznih cena.

HUPX je dostigao dnevni minimum od svega 129,90 €/MWh u 14. satu, nakon čega je cena naglo porasla kako je solarna proizvodnja opadala. Tržište je dostiglo 246,50 €/MWh u 23. satu.

Prosečna cena u mađarskom peak proizvodu iznosila je 169,20 €/MWh, dok je prosečna cena off-peak proizvoda dostigla 198,90 €/MWh. Neuobičajen odnos između ova dva proizvoda odražava koncentraciju ekstremno visokih cena u kasnim večernjim satima.

Rumunija je pokazala sličan obrazac. Cena na OPCOM-u pala je na 124 €/MWh u 14. satu, pre nego što je porasla na 251,80 €/MWh u 23. satu. Prosečna off-peak cena dostigla je 205,10 €/MWh, u poređenju sa 167,90 €/MWh za peak proizvod.

Bugarska je zabeležila dnevni minimum od 124,30 €/MWh i maksimum od 249,10 €/MWh, takođe u 23. satu. Grčka je tokom sredine dana, uz snažnu solarnu proizvodnju, pala na oko 121 €/MWh, pre nego što je u večernjim satima dostigla 250 €/MWh.

Oblik tržišta tako sve više odražava solarni ramp, a ne tradicionalni vrhunac potrošnje tokom radnog dana.

Visoka fotonaponska proizvodnja i dalje obara cene oko sredine dana, ali njeno brzo povlačenje stvara snažnu potrebu za dispečabilnom proizvodnjom i uvozom tokom večeri. Za kratkoročne trgovce to znači da se najvažniji sati nestašice sve više pomeraju ka kasnijim večernjim satima.

Obnovljivi izvori dali su mešovit signal za sredu.

Regionalna solarna proizvodnja prognozirana je na približno 7,923 GW, što je oko 1,453 GW više nego prethodnog dana. Međutim, očekivalo se da proizvodnja vetra padne za približno 867 MW, na svega 1,137 GW.

Zbog toga je neto poboljšanje raspoloživosti obnovljive energije bilo znatno manje nego što bi samo rast solarne proizvodnje sugerisao. Pored toga, veliki deo dodatne fotonaponske proizvodnje bio je koncentrisan u satima kada su cene već bile blizu dnevnog minimuma.

Najnoviji proizvodni miks takođe je ukazao na veće oslanjanje na dispečabilne kapacitete.

Proizvodnja iz uglja povećana je za 577 MW, na 7,218 GW, dok je proizvodnja iz gasnih elektrana porasla za 539 MW, na 5,248 GW. Nuklearna proizvodnja povećana je za 298 MW, na 4,055 GW.

Istovremeno, proizvodnja iz vetra smanjena je za 766 MW, na 2,003 GW, solarna proizvodnja za 389 MW, na 6,470 GW, dok je hidroproizvodnja pala za 137 MW, na 4,945 GW.

Ova promena je značajna jer marginalna cena električne energije u SEE regionu ostaje izložena troškovima gasa, uglja i emisija CO₂, čak i dok instalirani solarni kapacitet nastavlja da raste.

CEGH gasni marker iznosio je 68,02 €/MWh, što je 1,10 €/MWh manje, dok je grčki gasni marker porastao za 3,40 €/MWh, na 65,43 €/MWh. Cena EUA dozvola dostigla je 84,42 €/t, uz rast od 0,60 €/t.

Septembarski ugalj iznosio je 127,50 $/t, dok je Q4 ugovor blago pao na 128 $/t.

Mešovito kretanje na tržištima goriva sugeriše da je sredinom nedelje rast cena električne energije bio više posledica kratkoročnih fizičkih uslova i satne nestašice nego širokog povećanja troškova proizvodnje.

Mađarska predstavlja važan primer.

Cene na HUPX-u porasle su iako se raspoloživost nuklearne elektrane Paks nastavila poboljšavati.

Tri reaktora radila su gotovo punim kapacitetom 25. avgusta, pri čemu su blokovi 1-3 proizvodili oko 1,448 GW. Četvrti blok je takođe ponovo pokrenut i proizvodio približno 244 MW, čime je ukupna proizvodnja elektrane dostigla oko 1,69 GW.

Očekivalo se da će puna proizvodnja od približno 2 GW biti obnovljena sa poboljšanjem uslova na Dunavu.

Prosečna proizvodnja nuklearne energije u Mađarskoj iznosila je oko 1,632 GW 25. avgusta, u poređenju sa 1,304 GW dan ranije i svega 828 MW 23. avgusta.

Ipak, Mađarska je u sredu ostala značajan neto uvoznik, sa prosečnim uvozom od oko 942 MW.

To menja interpretaciju situacije oko Pakša.

Tokom perioda smanjene proizvodnje izazvane niskim vodostajem Dunava, manja raspoloživost nuklearnih kapaciteta predstavljala je očigledan faktor rasta HUPX cena. Tržište u sredu pokazuje da obnavljanje nuklearne proizvodnje samo po sebi nije dovoljno da ukloni mađarsku premiju.

Mađarska ostaje deo šireg regionalnog sistema u kojem električna energija koja ulazi iz Slovačke i Austrije može biti usmerena prema Rumuniji, Hrvatskoj, Srbiji i Sloveniji, dok Italija i dalje predstavlja skuplje odredište za raspoloživu električnu energiju.

Rumunija je predstavljala jednu od najizraženijih tačaka zatezanja sistema.

Njen prosečni neto uvoz povećan je na približno 751 MW, u poređenju sa svega 290 MW prethodnog dana. Potrošnja je porasla na oko 5,94 GW.

Rumunija je trgovala 2,45 €/MWh iznad HUPX-a, dok su komercijalni tokovi Mađarska–Rumunija dostigli približno 756 MW bazne snage, uključujući više od 1,4 GW tokom off-peak perioda.

Bugarska je ostala neto izvoznik, sa prosečnim izvozom od oko 896 MW, iako je to bilo manje nego 1,018 GW prethodnog dana.

Grčka je bila gotovo izbalansirana, sa prosečnim neto uvozom od svega 25 MW. Mađarska je uvozila oko 942 MW, Hrvatska približno 945 MW, a Srbija oko 426 MW.

Ovi tokovi zajedno su proizveli regionalnu potrebu za neto uvozom od 2,521 GW.

Tržišta Zapadnog Balkana nastavila su da trguju uz značajan diskont u odnosu na centralni SEE klaster.

SEEPEX u Srbiji porastao je za 4,80 €/MWh, na 162,78 €/MWh, ostavljajući ga 21,26 €/MWh ispod HUPX-a.

Makedonsko MEMO tržište poraslo je za 3,80 €/MWh, na 169,31 €/MWh, dok je crnogorski BELEN dostigao 176,23 €/MWh nakon rasta od 11,60 €/MWh.

Albanija je bila glavni izuzetak od regionalnog rasta. ALPEX je pao za 17 €/MWh, na 153,65 €/MWh, čime je diskont u odnosu na HUPX povećan na više od 30 €/MWh.

Satne cene u Srbiji kretale su se od 113,10 €/MWh u 12. satu do 228 €/MWh u 20. satu. Crna Gora je zabeležila raspon od 130 €/MWh do 230 €/MWh, dok je Severna Makedonija dostigla 240,50 €/MWh uprkos nižoj prosečnoj baznoj ceni.

Ova divergencija ukazuje na i dalje prisutne razlike između tesno povezanih centralnih SEE tržišta i Zapadnog Balkana.

Regionalna struktura cena ostala je jasno usmerena, a ne uniformna: nemačka električna energija bila je oko 154 €/MWh, centralni SEE klaster oko 182–187 €/MWh, tržišta Zapadnog Balkana između približno 154 i 176 €/MWh, dok je Italija bila blizu 198 €/MWh.

Kratkoročna mađarska forward kriva takođe je ojačala.

Nedelja 36 porasla je za 7,50 €/MWh, na 154 €/MWh, dok je nedelja 37 povećana za 5 €/MWh, na 156 €/MWh. Septembarski ugovor porastao je za 2 €/MWh, na 165 €/MWh.

Kalendarski ugovor za 2026. godinu, međutim, pao je za 0,50 €/MWh, na 133 €/MWh.

Kombinacija viših cena na prednjem delu krive i relativno stabilnog dugoročnijeg ugovora ukazuje na to da tržište trenutno ceni kratkoročnu operativnu zategnutost, a ne strukturno povećanje cena električne energije.

Za naredne trgovačke sesije, glavni rizik ostaje koncentrisan u večernjem rampu.

Snažna solarna proizvodnja može nastaviti da obara cene tokom sredine dana, posebno između 12. i 16. sata. Međutim, tržište u sredu pokazalo je da to nije dovoljno da ukloni nestašicu kada fotonaponska proizvodnja nestane.

Sa cenama na HUPX-u, OPCOM-u i IBEX-u koje su u pojedinačnim kasnovečernjim satima dostizale ili prelazile 250 €/MWh, razlika između podnevnih i večernjih cena postaje sve važnija.

Za kratkoročne trgovce zato ključni signal više nije samo bazni spread između pojedinačnih zemalja.

Oblik krive — i brzina kojom se cene menjaju kako solarna proizvodnja nestaje — postaje jednako važan kao i prosečna cena električne energije na dan-unapred tržištu.