Spot cene električne energije u jugoistočnoj Evropi naglo pale zbog jače proizvodnje iz obnovljivih izvora i preokreta tokova

Cene električne energije na dnevnom tržištu u jugoistočnoj Evropi oštro su pale za isporuku u petak, jer su značajno veća proizvodnja iz obnovljivih izvora i veliko poboljšanje elektroenergetskog bilansa Rumunije ublažili zategnutost koja je ranije tokom nedelje podizala cene. Iako je potražnja ostala relativno stabilna, popuštanje na strani ponude preusmerilo je marginalni proizvodni miks i promenilo satnu dinamiku cena.

Pad cena kroz region: neuobičajeno ravna struktura, uz dva izuzetka

Najizraženiji pad zabeležen je u Srbiji, gde su cene pale za više od 40 evra/MWh, stvarajući diskont od oko 25 evra/MWh u odnosu na mađarski HUPX. Na drugom kraju regiona, Crna Gora je zadržala premiju prema regionalnom tržištu, dok je Italija i dalje trgovala više od 50 evra/MWh iznad centralnog cenovnog klastera jugoistočne Evrope.

Na mađarskom HUPX-u bazna cena za dan unapred iznosila je 152,14 evra/MWh, što je za 19,50 evra/MWh manje nego dan ranije. U Rumuniji je pala za 21,50 evra/MWh na 153,13 evra/MWh, dok je u Bugarskoj smanjena za 19,60 evra/MWh na 152,78 evra/MWh. U Grčkoj je cena pala za 20,40 evra/MWh na 152,87 evra/MWh. Slovenija, Hrvatska, Albanija i Severna Makedonija približile su se uskom rasponu od približno 152 do 153,5 evra/MWh.

Rezultat je bila neuobičajeno ravna regionalna struktura cena koja se protezala od Albanije i Grčke preko Bugarske i Rumunije do Mađarske, Hrvatske i Slovenije. Izuzeci su bili Srbija i Crna Gora: bazna cena na SEEPEX-u u Srbiji pala je sa 168 evra/MWh na 127,11 evra/MWh (pad od 40,90 evra/MWh), dok je cena na BELEN-u u Crnoj Gori smanjena samo za 1,90 evra/MWh na 164,06 evra/MWh. Srbija je tako trgovala sa diskontom od 25,04 evra/MWh prema HUPX-u, dok je Crna Gora zadržala premiju od 11,92 evra/MWh.

Italija je ostala najskuplje susedno tržište sa baznom cenom od 205,52 evra/MWh—oko 53,38 evra/MWh više nego u Mađarskoj.

Obnovljivi izvori preokrenuli ponudu uprkos stabilnoj potrošnji

Oštar pad regionalnih cena dogodio se uprkos relativno stabilnoj potražnji. Kombinovana potrošnja u Mađarskoj i jugoistočnoj Evropi prognozirana je na 34,19 GW—oko 168 MW više nego prethodnog dana—ali se umesto pada potražnje desilo značajno popuštanje na strani ponude.

Neto regionalni uvoz smanjen je sa 2,43 GW na 1,57 GW. Uvoz iz centralnoevropskog jezgra preko Austrije i Slovačke pao je za oko 850 MW na 2,62 GW. Istovremeno komercijalni izvoz prema Italiji blago je povećan na približno 1,55 GW.

Kao neposredan faktor pritiska na cene izdvojila se proizvodnja iz obnovljivih izvora: raspoloživost solarne proizvodnje prognozirana je na oko 8,14 GW (rast od 1,71 GW), dok se prognoza proizvodnje iz vetra povećala za dodatnih 1,36 GW—na približno 3 GW. Zajedno to predstavlja više od 3 GW dodatne varijabilne proizvodnje koja se u roku od jednog dana uključila u regionalni bilans dovoljno da promeni marginalni proizvodni miks.

Efekat se posebno video u satnoj strukturi cena: bazna cena na HUPX-u prosečno je iznosila 152,10 evra/MWh, ali je cena u vršnom periodu bila svega 124 evra/MWh naspram prosečnih 180,30 evra/MWh van vršnog opterećenja. Satni minimum pao je na 67,10 evra/MWh u 13. satu; večernji maksimum dostigao je 225,80 evra/MWh u 22. satu. Razlika između podnevnog minimuma i kasnovečernjeg maksimuma pokazuje koliko solarna proizvodnja sve više utiče na formiranje dnevnih cena unutar regionalnog tržišta.

Rumunija kao ključni prekogranični pokretač: prelazak iz neto izvoznika

Rumunija se izdvojila kao verovatno najvažniji fundamentalni faktor iza šire korekcije tržišta. Elektroenergetski sistem zemlje prešao je sa prosečne neto uvozne pozicije od oko 910 MW u četvrtak na neto izvoz od oko 586 MW u petak.

Ukupna proizvodnja povećana je sa 4,92 GW na 6,20 GW dok je potrošnja smanjena sa 5,83 GW na oko 5,61 GW. Kombinovani efekat poboljšao je dnevni elektroenergetski bilans Rumunije za gotovo 1,5 GW—što se direktno prenelo na Mađarsku.

Na granici između Rumunije i Mađarske tokovi su promenjeni: dotok ka Rumuniji zamenjen je prosečnim tokom iz Rumunije ka Mađarskoj od oko 616 MW u petak (naspram četvrtka). Tokom vršnih sati izvoz Rumunije prema Mađarskoj dostizao je prosečno oko 1,45 GW naspram prosečnih obrnutih tokova od oko219 MW prethodnog dana.

Promena pravca tokova doprinela je jednom od najznačajnijih pomeranja tokom sesije—kolapsu mađarsko-nemačkog dnevnog unapred ugovorenog raspona (HU-DE). Cena električne energije za dan unapred u Nemačkoj porasla je na143 ,55 evra/MW h dok je HUPX pao na152 ,14 evra/MW h; time je HU-DE raspon sveden na svega8 ,59 evra/MW h sa približno46 evra/MW h ranije—smanjenje za oko37 ,5 evra/MW h u jednoj sesiji.

Ipak Mađarska je i dalje na dnevnom proseku ostala neto uvoznik: potrošnja je prognozirana na4 ,67 GW (sa4 ,85 GW), dok je proizvodnja pala sa3 ,94 GW na3 ,71 GW. Zbog toga je potreba za neto uvozom iznosila oko959 MW—nešto više nego prethodnog dana kada je bila915 MW.

Bugarska pojačava izvoz ka Grčkoj; istočna SEE tržišta približavaju cene

Bugarska je predstavljala još jedan faktor koji je vršio pritisak na regionalne cene električne energije. Proizvodnja je povećana sa4 ,58 GW na5 ,18 GW dok je potrošnja porasla sa3 ,61 GW na4 ,04 GW. Rast ponude bio je veći od rasta potražnje pa je prosečna izvozna pozicija Bugarske povećana sa približno976 MW na1 ,14 GW.

Izvoz prema Grčkoj posebno snažno je porastao: bazni tokovi dostigli su približno611 MW iz Bugarske prema Grčkoj; tokom vršnih sati smer toka se promenio—sa prosečnih142 MW iz Grčke prema Bugarskoj u četvrtak na gotovo500 MW iz Bugarske prema Grčkoj u petak.

Dodatni izvoz iz Rumunije i Bugarske pomogao je da se istočna tržišta jugoistočne Evrope približe u neuobičajeno visokom stepenu konvergencije: razlika između cena u Rumuniji، Bugarskoj i Grčkoj bilaje manja od0 ,40 evra/MW h، dok su sva tri tržišta bila udaljena od HUPX-a za približno1 evra/MW h.

Srbija postaje najjeftinije tržište uprkos tome što ostaje neto uvoznik

Srbija se kretala potpuno suprotnim smerom u odnosu na većinu regiona. Bazna cena električne energije na SEEPEX-u pala je sa168 evra/MW h na127 ,10 evra/MW h، dok je prosečna cena u vršnom periodu smanjena na svega108 ,80 evra/MW h. Satni minimum dostigao je69 evra/MW h oko13 . sata، a dnevni maksimum bio je samo170 evra/MW h—značajno manje nego na susednim berzama.

Osnovni elektroenergetski bilans Srbije poboljšan je: potrošnja se smanjila sa3 ,90 GW na3 ,79 GW، a proizvodnja porasla sa3 ,25 GW na3 ,37 GW. Time je potreba Srbije za neto importom smanjena sa približno650 MW na415 MW.

Ipak poboljšanje bilansa od oko235 MW nije dovoljno da objasni pad cene od40 ,90 evra/MW h i diskont od oko25 evra/ΜW h prema većini susednih organizovanih tržišta. Prema tekstu، odstupanje ukazuje pre svega على kombinaciju domaćih uslova ponude، raspoloživog prekograničnog kapaciteta i ograničenih mogućnosti srpskog tržišta da potpuno arbitira prema okolnom spregnutom tržištu.

Srbija je ipak nastavila da uvozi značajne količine električne energije: prosečan dotok iz Rumunije prema Srbiji povećan je na oko197 MW (tokom vršnih sati do485 MW). Bugarska je prosječno isporučivala oko151 MW، a prosečan uvoz iz Mađarske bio je približno108 MW. Istovremeno Srbija je izvozila oko182 MW prema Crnoj Gori—pa je rezultat bio neobičan: Srbija ostaje neto uvoznik ali postaje najjeftinije tržište u širem regionu.

Crna Gora ostaje skupa; Italija povlači tokove ka zapadu

Crna Gora se našla pri kraju cenovnog spektra jugoistočne Evrope koji nije pratio trend pada regiona. Bazna cena na BELEN-u ostala je164 ,06 evra/MW h—gotovo12 evra/MW h iznad HUPX-a i skoro37 evra/MW h iznad Srbije.

Potrošnja u zemlji porasla je na priblizno493 MW، dok je proizvodnja dostigla oko350 MW، čime Crna Gora ima potrebu za neto uvozom od priblizno144 MW. Istovremeno komercijalni tokovi prema Italiji dostigli su oko600 MW، što odražava kontinuirano povlačenje električne energije ka znatno skupljem italijanskom tržištu.

Bazna cena na Italiji ostala je blizu205 ,50 evra/MW h، a cena u vršnom periodu bila je oko205 evra/MW h，dok je van vršnog perioda bila206 ,10 evra/ΜW h. Za razliku od Mađarske i istočnih SEE tržišta jugoistočne Evrope， italijansko tržište pokazalo je malo znakova smanjenja cena pod uticajem solarne proizvodnje.

Širi region Mađarske i jugoistočne Evrope izvozio je približno1 ,55 GW prema Italiji，dok je istovremeno uvozio oko2 ,62 GW iz Austrije i Slovačke. Takva struktura praktično ostavlja jugoistočnu Evropu kao tranzitni koridor između ponude iz centralne i istočne Evrope i trajne cenovne premije italijanskog tržišta。

Tvrda terminska kriva sugeriše da spot korekciju pokreću vremenski uslovi

Terminska tržišta nisu pružila mnogo signala da bi oštra korekcija spot cena mogla odmah prerasti u širi pad cena. U Mađarskoj terminski ugovor za36 . nedelju povećan je za5 evra/MW h，na159 .50 evra/MW h，dok je septembarski ugovor porastao za3 evra/ΜW h，na166 .00? (prema tekstu) odnosno166?; kalendarska2026 . godina porasla je za1 evro/MW h，na133 .50? (prema tekstu) odnosno133 .50? Terminski raspon HU-DE za36 . nedelju ostao je značajan i iznosio38 .50? (prema tekstu) odnosno38 .50?

Cena gasa na CEGH-u porasla je na68 .18 evra/MW h，dok su cene emisijskih jedinica EUA uglavnom bile stabilne oko82 .42? (prema tekstu) odnosno82 .42 eura po toni.

Poređenje naglog pada spot cena i čvršćih kratkoročnih terminskih cena ukazuje da je petkova korekcija prvenstveno posledica vremenskih uslova، proizvodnje iz obnovljivih izvora i promena prekograničnih tokova， a ne šire promene troškova goriva。

Ključni signali za narednu sesiju: tri raspona koje investitori prate

Sledeći ključni signal verovatno će doći iz promena prognoza obnovljive proizvodnje i prekograničnih tokova iz Rumunije。 Ako dodatna solarna i vetar proizvodnja potraje， cene tokom podnevnih sati verovatno će ostati pod pritiskom， dok bi razlika između vršnih i vanvršnih sati mogla da se zadrži。 Večernje tržište međutim ostaje znatno zategnutije: čak i nakon zalaska sunca HUPX je nastavljao da dostiže više od225 EVRA /MWH， potvrđujući značaj perioda nakon završetka solarne proizvodnje。

Za regionalne trgovce izdvajaju se tri ključna cenovna raspona。 Prvi je SEEPEX-HUPX nakon ekstremnog diskonta Srbije od približno25 EVRA /MWH。 Drugi je HUPX-Nemačka koji se smanjio sa više od46 EVRA /MWH na manje od9 EVRA /MWH u samo jednoj sesiji。 Treći je zapadni SEE-Italija raspon koji ostaje iznad50 EVRA /MWH і nastavlja da privlači izvozne tokove ka jadranskom koridoru。

Zajednički gledano， ovi rasponi pokazuju daje regionalno tržište postalojeftinij e，但 ne і ravnomerno manje zategnut o： dodatna obnovaljiva ponuda uklonila j e veliki deo premije koja je ranije podržavala cene zbog ograničene ponude， ali ograničenja mreže， prekogranični tokovi і strukturno viša cena Italije nastavljaju da stvaraju značajne razlike između susednih zona。