Cene električne energije u JIE stabilne 1. septembra: oporavak potražnje pojačao uvoz, a večernji sati ostaju glavni rizik

Septembar je na dan-unapred tržištima jugoistočne Evrope dočekan na čvršćim osnovama: oporavak cena u Srbiji i tesno grupisane kotacije na regionalnim čvorištima ukazuju na veću potrošnju tokom radnih dana. Istovremeno, rast regionalnog uvoza i dalje naglašava strukturnu osetljivost sistema na večernji porast potražnje, kada solarna proizvodnja slabi i fleksibilnost postaje skuplja.

Regionalna mapa cena: klaster oko 174–177 €/MWh, Italija najskuplja

Na mađarskom tržištu HUPX bazna cena iznosila je €176,74/MWh, što je rast od €3,3/MWh u odnosu na prethodni dnevni nivo. Rumunija je trgovala po €177,28/MWh. Bugarska i Grčka bile su gotovo usklađene sa €174,59/MWh i €174,68/MWh. Albanija je imala cenu od €174,42/MWh.

Srbija je zabeležila najveći pomak: SEEPEX je porastao za €34/MWh na €166,25/MWh nakon relativno niskih €132/MWh u ponedeljak. Hrvatska je završila na €170,05/MWh, Slovenija na €168,53/MWh, Crna Gora na €158,50/MWh, dok je Severna Makedonija bila najniže sa €148,46/MWh.

Italija je ostala najskuplje regionalno tržište sa cenom od €198,82/MWh (oko €22,08/MWh iznad HUPX-a). Nemačka je bila znatno niža sa €143,80/MWh, pa je HUPX imao premiju od €32,94/MWh.

Struktura cena nastavila je da deli region na tri nivoa: Rumunija, Mađarska, Bugarska, Grčka i Albanija formirali su klaster oko 174–177 €/MWh; Hrvatska i Srbija su bile približno 7–11 €/MWh ispod Mađarske; Crna Gora i Severna Makedonija ostale su značajno jeftinije. Na krajevima sistema Nemačka je bila znatno niža od istoka regiona, dok je Italija izrazito skuplja.

Potrošnja raste brže od proizvodnje iz obnovljivih izvora: neto uvoz jača

Ključna promena u bilansu odnosila se na potrošnju električne energije. Regionalna potrošnja procenjena je na 33,27 GW—oko 2,40 GW više nego prethodnog dana—što je dovelo do rasta neto uvoza za 614 MW na 2,87 GW. Prilivi iz pravca Austrije i Slovačke povećani su za 708 MW na 3,58 GW.

Proizvodnja iz obnovljivih izvora porasla je značajno, ali nije mogla da pokrije rast potrošnje. Solar­na proizvodnja trebalo bi da poraste za oko 1,53 GW na 7,38 GW; proizvodnja iz vetra povećana je približno za 369 MW na 1,46 GW. Zajednički dodatak solarne i vetroenergije pokrio je najveći deo rasta potražnje—ali ne i celokupan skok.

U isto vreme region je nastavio da šalje oko 1,10 GW ka Italiji (u odnosu na 1,03 GW prethodnog dana). SEE sistem istovremeno uvozi velike količine iz centralne Evrope i izvozi energiju ka skupljem italijanskom tržištu.

Cenovna signalizacija za trgovce: suženje HUPX–Nemačka spreda ne uklanja potrebu za uvozom

Za trgovce to predstavlja važan signal: regionalni deficit nije posledica samo ukupne proizvodnje koja ne prati potražnju. Cenovna struktura nastavlja da usmerava tokove kroz sistem—jeftinija severna proizvodnja ulazi preko Austrije i Slovačke u Mađarsku zonu i šire ka istoku/jugu regiona, dok italijanska premija privlači količine iz Slovenije i Crne Gore.

Razlika između Nemačke i Mađarske vidljivo se smanjila: premija HUPX-a pala je na €32,94/MWh sa približno €61,6/MWh dan ranije nakon što se nemačko day-ahead tržište oporavilo snažnije od mađarskog. Takvo sužavanje obično smanjuje ekonomsku opravdanost preusmeravanja marginalne proizvodnje iz Nemačke ka istoku. Ipak ključni tokovi prema SEE-mađarskoj zoni ostali su visoki—prilivi su dostigli 3,58 GW—što ukazuje da se efekat manjeg diferencijala cenâ našao ispod uticaja oporavka regionalne tražnje.

Italija daje suprotan signal zahvaljujući visokoj baznoj ceni blizu €199/MWh: premija ostaje dovoljno velika da izvoz iz SEE regiona ka Italiji bude iznad 1 GW.

Večernji sati ostaju kritična tačka intraday rizika

Satne krive dodatno osvetljavaju problem koji proseci dnevnih cena mogu prikriti. U HUPX-u cena pada na oko €80/MWh tokom 11. sata pre nego što dostigne maksimum od €276,50/MWh u 20. satu. Rumunija prati sličan obrazac sa maksimumom oko €283/MWh oko 20. sata.

Sličan profil zabeležen je u Bugarskoj, Grčkoj Hrvatskoj i Sloveniji: izražen dnevni pad praćen naglim večernjim rastom kako solarna proizvodnja slabi. Krive mađarskog rumunskog bugarskog i grčkog tržišta kretale su se gotovo sinhronizovano tokom večernjeg skoka potražnje—dok je Nemačka veći deo dana ostajala ispod istočnoevropskih nivoa.

To potvrđuje poznatu intraday dinamiku SEE regiona: dodatna solarna proizvodnja efikasnije obara cene tokom dana nego što rešava manjak energije nakon zalaska sunca. Zbog toga razlika između podnevnih i večernjih cena postaje jednako važna trgovcima kao razlike između nacionalnih tržišta.

Srbija “zateže” bilans uz povratak radne nedelje

Srbija se izdvojila kao najjasniji primer promene nakon početka radne nedelje. Potrošnja je porasla sa 3,57 GW na 3,87 GW; domaća proizvodnja povećana sa 3,14 GW na 3,34 GW. Rast proizvodnje pokrio je samo deo povećanja potražnje od približno 291 MW—pa neto uvoz raste sa 434 MW na 521 MW.

Komercijalni tokovi pokazuju da Srbija dobija oko 247 MW iz Mađarske (u proseku), oko 218 MW iz Bosne i Hercegovine (218 MW), oko 141 MW iz Bugarske (141 MW) i oko 136 MW iz Hrvatske (136 MW). Istovremeno Srbija izvozi oko 120 MW ka Crnoj Gori i približno105 MW prema Rumuniji.

Zatezanje srpskog bilansa poklopilo se sa rastom SEEPEX-a od €34/MWh do približno €166/MWh. Ipak Srbija ostaje oko €10,5/MWh ispod HUPX-a—što znači da se tržište snažno kretalo naviše ali nije potpuno konvergiralo s mađarskim nivoima.

Dodatno upozorenje dolazi iz satnog profila: srpska kriva pokazala je snažan večernji skok do oko €253/MWh. To sugeriše da dnevni rast nije bio samo posledica višeg baznog nivoa već i zategnutijih uslova tokom vršnih sati.

Rumunjski nuklearni deficit jača istočni rizik za balansiranje

Rumunija ostaje ključan strukturni faktor rizika za istočni deo SEE tržišta. Day-ahead cena bila joj je najviša među tesno povezanim zonama Mađarske Rumunije Bugarske i Grčke (€177/28 €/MWh). Potrošnja Rumunije iznosila je oko5 ,81 GW naspram proizvodnje od svega4 ,79 GW—što rezultira neto uvozom približno1 ,03 GW (naspram704 MW prethodnog dana).

Naročito značajan detalj bilansa bio je nulti nuklearni doprinos tog dana. Rumunija nije imala nuklearnu proizvodnju; oslanjala se delom na dotoke iz Mađarske (oko746 MW) i Bugarske (314 MW), uz manji izvoz prema Moldaviji.

Deficit odgovara kontinuiranom gubitku proizvodnje iz nuklearne elektrane Cernavodă: rumunske vlasti produžile su vanredne energetske mere do septembra jer nizak nivo Dunava ograničava rad nuklearne elektrane i povećava rizik slabije domaće ponude tokom perioda visoke potražnje.

Zbog toga Rumunija može povući dodatne količine električne energije ka istoku početkom septembra—pojačavajući konkurenciju za energiju koja bi inače mogla biti dostupna Srbiji Hrvatskoj ili južnijim tržištima.

Mađarska kao tranzitno čvorište uprkos višoj ceni

Iako Mađarska trguje po višoj ceni od većeg dela susednih SEE tržišta ona ostaje neto uvoznik zbog rasta domaće potrošnje koja se povećala na4 ,73 GW uz proizvodnju od oko3 ,90 GW—što daje prosečan neto uvoz od826 MW.

No osnovni tokovi bili su veći od tog neto efekta: Mađarska prima oko1 ,62 GW iz Slovačke i837 MW iz Austrije; šalje približno746 MW prema Rumuniji707 MW prema Hrvatskoj311 MW prema Sloveniji te247 MW prema Srbiji.

Posebno upadljiv satni profil pokazuje promenu pozicije kroz dan: tokom perioda van vršnog opterećenja Mađarska beleži neto uvoz gotovo2 GW; tokom vršnih sati prelazi u prosečnu neto izvoznu poziciju od336 MW.

Zbog toga HUPX funkcioniše ne samo kao deficitno tržište već kao čvorište preraspodele energije između relativno povoljnije severne proizvodnje i skupljih istočnih te južnih destinacija. U takvom režimu cena može ostati viša od nemačkog nivoa čak i kada Mađarska prima velike količine energije preko Austrije i Slovačke.

Crna Gora zadržava vrednost izvoza ka Italiji uprkos malom neto izvozu

Crna Gora ostaje jedno od najjeftinijih SEE tržišta sa cenom od€158 ,50 /MWh—više od€18 /MWh ispod HUPX-a i približno€40 /MWh ispod Italije (€198 ,82 /MWh). Ipak njen nacionalni bilans pokazuje malu neto izvoznu poziciju od oko79 MW uz proizvodnju približno535 MW i potrošnju456 MW.

Komersijalni rasporedi ukazuju da dominira tranzit: planirano je oko516 MW izvoza iz Crne Gore ka Italiji dok istovremeno Crna Gora prima oko328 MW iz Bosne i Hercegovine i120 MW iz Srbije (prema baznim tokovima). Razlika između italijanskih cena i crnogorskih tako ostaje jedan od snažnijih signala fizičke trgovine—uz uslov da prekogranični kapacitet bude dovoljan.

Forward kriva dodaje premiju riziku; fleksibilnost postaje vrednost

Forward kriva sugeriše da trgovci zategnutost tržišta ne posmatraju kao jednokratnu epizodu. Za mađarski termin za37 . nedelju procenjena cena bila je€175 ,50 /M Wh (+16 ,2% sedmično), dok je za38 . nedelju iznosila€179 ,50 /M Wh (+9 ,1% nedeljno). Za oktobar mađarski forward dostigao je€181 /M Wh (sa€173 ,50 /M Wh pre), a Cal-27 bazna cena porasla je na€137 ,50 /M Wh。

Geografski forward odnosi ostaju izraženi: za37 . nedelju Nemačka je bila oko€139 /M Wh dok je Mađarska€175 ,50 /M Wh a Italija€203 ,50 /M Wh—što znači da je Mađarska oko€36 ,50 /M Wh iznad Nemačke ali oko€28 /M Wh ispod Italije. Struktura praktično prati day-ahead odnose potvrđujući ulogu Mađarske kao “mosta” između povoljnije centralne/zapadne Evrope i skupljih južnih destinacija。

I cene goriva doprinose premiji riziku: CEGH gas kretao se oko€69 /M Wh; oktobarski forward bio je blizu€71 /M Wh; Q1 2027 oko€69 /M Wh; EU emisione dozvole procenjene su na približno€83 ,1/t a oktobarski ugalj na oko€133 ,50/t。 U poslednjoj sesiji mađarske cene električne energije za37 . i38 . nedelju kao i oktobar ojačale su。

Naredni fokus za trgovce: spreadovi sever–istok plus rumunski deficit

Kada se gleda napredovanje septembra neposredan signal nije samo viši nivo cena već veća vrednost fleksibilnosti kroz različite delove dana. Solar­na proizvodnja trebalo bi dalje da ograničava cene tokom podneva; ali povratak potrošnje tokom radnih dana rumunski nuklearni deficit visoke cene gasa te stalna potreba Italije za uvozom čine večernje sate posebno osetljivim。

Zato će ključni pokazatelji za naredne sesije biti HUPX–Nemačka spread rumunski neto uvoz prilivi iz Austrije i Slovačke prema Mađarskoj razlika između Srbije i Mađarske te italijanska premija—posebno imajući u vidu da već postoji ključan nivo izvoza/uvoza gde više od1GW ide ka Italiji a ukupni priliv/uvoz prema sistemu prelazi3 ,5GW。 Sa takvom strukturom regionalni sistem ima relativno malo prostora za dodatni poremećaj snabdevanja pre nego što večernje cene ponovo naglo porastu.