Cene struje u centralnoj i jugoistočnoj Evropi naglo skočile zbog uvozne zavisnosti Mađarske i skupljeg gasa

Cene električne energije na day-ahead tržištu naglo su porasle u velikom delu centralne i jugoistočne Evrope za isporuku u četvrtak, pri čemu je rast vođen kombinacijom povećanih potreba za uvozom u regionu i skupih večernjih sati koji su nadjačali blago slabiju potrošnju. Iako je ukupna potražnja bila tek nešto niža, promena na strani ponude — posebno pogoršanje bilansa Mađarske — podigla je cenu na povezanim berzama.

Mađarska kao ključni izvor pritiska na regionalne cene

Na mađarskom HUPX-u cena bazne energije porasla je za 42,7 evra/MWh, na 203,34 evra/MWh. Sličan nivo zabeležen je i na drugim regionalnim tržištima: Rumunija je dostigla 202,46 evra/MWh, Slovenija 201,43 evra/MWh, a Hrvatska 201,38 evra/MWh. Srbija je imala najveći dnevni skok među glavnim tržištima: cena bazne energije na SEEPEX-u skočila je za 65,1 evro, na 174,39 evra/MWh.

Bugarska je porasla na 188,50 evra/MWh, dok je Grčka zabeležila 183,60 evra/MWh. Istovremeno, južnobalkanska tržišta kretala su se u suprotnom smeru: Crna Gora je pala na 154,67 evra/MWh, a Severna Makedonija na 133,35 evra/MWh.

Rast cena dogodio se uprkos nešto slabijoj potrošnji. Kombinovana potrošnja Mađarske i zemalja jugoistočne Evrope prognozirana je na oko 31,59 GW — oko 227 MW manje nego prethodnog dana. Međutim, regionalna proizvodnja pala je na oko 29,61 GW, čime se jaz između potrošnje i ponude povećao i ukupni neto uvoz podigao na oko 1,98 GW (oko 700 MW više nego dan ranije).

Uvoz iz centralnoevropskog jezgra povećan je na oko 1,99 GW. Razlika između day-ahead cena u Mađarskoj i Nemačkoj smanjila se na oko 11,5 evra/MWh (sa ranijih približno 17,5 evra/MWh), što ukazuje da se pritisak prenosio kroz cenu prekograničnih tokova.

Zašto se volatilnost koncentrisala tokom večeri

Satni profil pokazao je da je pritisak bio koncentrisan tokom večernjeg perioda rasta potražnje. HUPX je dostigao maksimum od oko 425,7 evra/MWh u 20. satu, dok je dnevni minimum iznosio 124,8 evra/MWh. Nemačka je dostigla oko 460,9 evra/MWh; Hrvatska i Austrija takođe su imale maksimalne satne cene iznad 400 evra/MWh.

Takav obrazac povezuje se sa sve većim uticajem solarne proizvodnje: ona pomaže da cene tokom sredine dana ostanu niže, ali nagli pad fotonaponske proizvodnje pred zalazak sunca povećava zavisnost sistema od termoelektrana, uvoza i fleksibilnih kapaciteta.

Srbija beleži najveći dnevni rast uz relativno stabilan fizički bilans

Srbija je zabeležila jedan od najizraženijih primera volatilnosti. Cena na SEEPEX-u porasla je na 174,39 evra/MWh sa 109,3 evra/MWh — rast od približno 60% u jednom danu. Maksimalna satna cena dostigla je 350 evra/MWh. Prosečna cena van vršnog perioda iznosila je oko 188,2 evra/MWh i bila viša od nominalne prosečne cene u vršnom periodu (oko 160,5 evra/MWh).

Ipak, fizički bilans promenio se relativno malo: potrošnja je bila oko 3,55 GW uz proizvodnju približno 3,04 GW; prosečan uvoz iznosio je oko 516 MW (samo neznatno više nego dan ranije). To sugeriše da je rast cena pre svega posledica regionalne oskudice i prenosa cena preko granica — a ne naglog povećanja domaće potrošnje.

Srbija pritom zadržava diskont prema Mađarskoj od gotovo 29 evra/MWh. Taj raspon ukazuje da tržišta jugoistočne Evrope još nisu potpuno konvergirala: lokalna struktura proizvodnje i raspoloživi prekogranični kapaciteti nastavljaju da stvaraju razlike između susednih berzi.

Rumunija ostaje strukturno zategnuta zbog oslanjanja na uvoz

Rumunija ostaje tačka pritiska u regionalnom sistemu. Potrošnja je iznosila oko 5,66 GW naspram proizvodnje od približno 5,19 GW pa se zemlja oslanjala na oko 472 MW neto uvoza. Nedostupnost nuklearne proizvodnje posebno dolazi do izražaja: sa elektranom Cernavodă van pogona Rumunija se više oslanja na gas i druge izvore (ugalj), kao i hidroenergiju i vetar te prekogranični uvoz električne energije.

Tokom perioda vršnog opterećenja Rumunija se oslanjala kako na isporuke iz Bugarske tako i kroz tokove preko Mađarske. To se odrazilo na cenu: OPCOM cena porasla je do nivoa od oko 202,46 evra/MWh — gotovo izjednačeno sa mađarskim nivoima.

Bugarska je ostala veliki regionalni izvoznik sa prosečnim neto izvozom od oko 1,47 GW (manje nego približno 1,77 GW prethodnog dana). Veliki bugarski nuklearni kapaciteti nastavili su da predstavljaju važan oslonac regionalnog snabdevanja.

Crna Gora i Severna Makedonija odstupaju naviše ili naniže

Južna tržišta kretala su se drugačije od većeg dela regiona. Bazna cena na crnogorskom BELEN-u pala je na oko 154/67 evra/MVH nakon poboljšanja bilansa snabdevanja: proizvodnja se oporavila na oko 253 MW (sa ranijih vrednosti), dok je prosečan uvoz smanjen na približno 147 MW (sa oko296 MW).

Severna Makedonija zabeležila je još izraženije odstupanje: day-ahead cena pala je na oko133/35 evra/MVH — oko70 evra/MVH ispod Mađarske — dok je proizvodnja povećana na približno697 MW (sa449 MW). Zemlja je prešla u prosečnu izvoznu poziciju od oko285 MW u odnosu na samo73 MW dan ranije.

Zbog ovih razlika tržište ostaje fragmentisano: bazne cene kreću se od približno133 evra/MVH u Severnoj Makedoniji do više od203 evra/MVH u Mađarskoj; Italija ostaje skuplja.

Kupovina goriva dodatno pojačava pritisak upravo kada solar opada

Pored strukture ponude i prekograničnih tokova regionu dodatno raste troškovni pritisak usled skupljeg goriva. Cena gasa na austrijskom CEGH-u porasla je na oko80/80 evra/MVH; evropska tržišta gasa nalaze se na najvišim nivoima od kraja2022 godine. U istom smeru kretale su se i terminske cene: za oktobar i četvrti kvartal procenjene su na oko81 evra/MVH i80/50 evra/MVH respektivno; EU emisijske dozvole ostale su blizu85/6 evra po toni.

Kombinacija visokih cena gasa i ugljenika povećava granični trošak fleksibilne termo proizvodnje baš onda kada je regionu najpotrebnije — tokom večernjih sati kada solarna proizvodnja opada. Za trgovce to znači da datum poput10 septembra pokazuje tržište koje sve više oblikuje ne samo ukupnu dnevnu ponudu i potražnju već i to kada su fleksibilni megavati dostupni.

Sve veći jaz između perioda sa visokom solarnom proizvodnjom tokom dana i večernjeg rasta potrošnje povećava vrednost baterija, hidro fleksibilnosti te upravljanja potrošnjom i satnog hedžinga. U takvom okruženju dnevna bazna cena postaje sve manje potpuna mera komercijalne izloženosti.