Srbija vodi oporavak: regionalne dan-unapred cene u Jugoistočnoj Evropi ponovo se približavaju užem rasponu

Tržišta električne energije za dan unapred u Jugoistočnoj Evropi ponovo su se približila užem regionalnom cenovnom rasponu 1. septembra, a Srbija je bila ključni pokretač tog preokreta. Iako je proizvodnja iz obnovljivih i termoelektrana porasla, veća potrošnja je povećala potrebu za uvozom širom regiona, što je pojačalo fokus investitora i trgovaca na kratkoročne rizike likvidnosti i prekograničnih kapaciteta.

Srbija koriguje diskont, a istočni klaster se zgušnjava

Na srpskom tržištu SEEPEX bazna cena porasla je za 34,04 evra/MWh na dnevnom nivou, na 166,25 evra/MWh. Time je popust u odnosu na mađarski HUPX smanjen na 10,49 evra/MWh; dan ranije Srbija je trgovala više od 41 evro/MWh ispod Mađarske, pa je najnovije kretanje predstavljalo najsnažniju korekciju cene među glavnim tržištima regiona.

Mađarska je ostala na visokom nivou od 176,74 evra/MWh (rast od 3,33 evra/MWh), dok je Rumunija zaključena na 177,28 evra/MWh. Bugarska i Grčka bile su veoma blizu sa cenama od 174,59 evra/MWh i 174,68 evra/MWh. Kao rezultat toga, istočna tržišta formirala su relativno kompaktan cenovni klaster između 174 i 177 evra/MWh, dok se Srbija značajno približila tom nivou.

Zapad i jug ostaju sa većim popustima

U pravcu zapada i juga popusti su ostali znatni. Hrvatska je blago pala na 170,05 evra/MWh, a Slovenija na 168,53 evra/MWh. Crna Gora je pala na 158,50 evra/MWh. Severna Makedonija ostala je najjeftinije praćeno tržište sa cenom od 148,46 evra/MWh.

Razlika između Mađarske i Severne Makedonije proširila se na više od 28 evra/MWh. Crna Gora je trgovala oko 18 evra/MWh ispod HUPX-a, zadržavajući atraktivnu ekonomiku trgovine ka severu tamo gde su prekogranični kapaciteti bili dostupni.

Potražnja gura uvoz uprkos rastu proizvodnje

Glavni signal za rast cena došao je sa strane potražnje. Regionalna potrošnja električne energije povećala se za oko 2,4 GW dnevno na 33,27 GW. Istovremeno, ukupan uvoz porastao je približno za 614 MW na 2,87 GW; uvoz iz centralnoevropskog jezgra povećan je za oko 708 MW na 3,58 GW.

To se dešavalo uprkos tome što je ukupna regionalna proizvodnja porasla za približno 1,1 GW na 28,61 GW. Solarni kapaciteti su povećali proizvodnju za gotovo 1 GW (na 5,86 GW), hidroproizvodnja za dodatnih 309 MW (na 4,80 GW), dok su gasne elektrane porasle na 4,49 GW. Proizvodnja iz uglja dostigla je 6,33 GW, nuklearna proizvodnja porasla je na 4,37 GW; vetar je blago pao na oko 1,10 GW.

Podaci sugerišu da je dodatna domaća proizvodnja uglavnom apsorbovana višom potrošnjom u regionu. Zbog toga se regionalni bilans zatezao i zavisnost od uvoza povećala.

Konvergencija cena ublažila divergenciju krajem avgusta

Razlika između mađarskog i nemačkog tržišta naglo se smanjila na oko 32,94 evra/MWh nakon što su nemačke cene porasle na 143,80 evra/MWh. Smanjenje raspona ublažilo je ekstremnu cenovnu divergenciju između istoka i zapada zabeleženu krajem avgusta—iako Mađarska i dalje ima premiju u odnosu na Nemačku.

Fjučers tržišta takođe su ojačala: mađarski ugovor za37. nedelju porastao je na175,50 evra/MWh (38. nedelja:179,50), dok je cena za oktobar povećana na181 evro/MWh. Cena gasa na austrijskom CEGH tržištu bila je oko69 evra/MWh uz cenu EUA emisijskih jedinica približno83 evra/t—faktori koji nastavljaju da podržavaju visoke troškove termoenergetske proizvodnje.

Kratkoročni rizik: večeri i periodi niske obnovljive proizvodnje

Najjača poruka sesije nije ravnomeran rast svih tržišta Jugoistočne Evrope već ponovna regionalna konvergencija cena unutar određenog raspona. Oštra korekcija u Srbiji uklonila je veliki deo izuzetno niskog diskonta zabeleženog31. avgusta i približila SEEPEX Mađarskoj te Rumuniji i Bugarskoj/Grčkoj.

Ipak, Crna Gora i Severna Makedonija ostaju glavna tržišta sa diskontom—što ostavlja prostor za prekograničnu trgovinu tamo gde može da se obezbedi kapacitet.

Kratkoročni rizik rasta cena koncentrisan je posebno na večernje sate i periode niske proizvodnje iz obnovljivih izvora. Uz regionalno opterećenje iznad33 GW, rastuće potrebe za uvozom i visoke granične troškove povezane s gasom (uz oslonac koji daju fjučersi), smanjenje solarne proizvodnje ili raspoloživog prekograničnog kapaciteta moglo bi brzo da gurne centralni SEE cenovni klaster iznad180 evra/MWh.

Za trgovce to znači da se ključni signal sve više pomera sa pukog praćenja kretanja regionalnih cena ka proceni dostupnosti prekograničnih kapaciteta i iskorišćavanju satnih razlika—posebno duž koridora Srbija–Mađarska,Srbija–Rumunija i južni Balkan.