Cene struje u Jugoistočnoj Evropi naglo skočile 20. aprila: pad vetra preusmerio tržište na skuplji termo uvoz

Cene električne energije za dan unapred širom Jugoistočne Evrope i Mađarske naglo su porasle u ponedeljak, preokrenuvši blaži trend sa vikenda. Skok nije bio posledica jačanja potražnje, već zatezanja ponude nakon oštrog pada proizvodnje vetra, zbog čega je sistem morao da se oslanja na skuplju termo proizvodnju i povećan uvoz.

Mađarska kao referentni cenovni čvor povukla region

Mađarski HUPX zatvorio je na 120,45 €/MWh, predvodeći regionalni rast i postavljajući referentni nivo za Centralnu i Jugoistočnu Evropu. Cene su se zatim prenosile kroz međusobno povezana tržišta: SEEPEX u Srbiji porastao je na 109,08 €/MWh, CROPEX u Hrvatskoj na 106,06 €/MWh, BSP u Sloveniji na 105,12 €/MWh, dok je OPCOM u Rumuniji dostigao 103,52 €/MWh.

Južna tržišta ostala su strukturno jeftinija: Grčka je završila na 83,41 €/MWh, Crna Gora na 88,28 €/MWh i Albanija na 78,83 €/MWh.

Zapadni Balkan najviše reagovao: skokovi ukazuju na problem ponude

Oporavak cena bio je posebno izražen u Zapadnom Balkanu. Srbija je zabeležila najveći dnevni skok od +44,4 €/MWh, zatim Mađarska sa +36,6 €/MWh i Rumunija sa +31,1 €/MWh. Takva dinamika upućuje da se radilo o koordinisanom rešenju cena usled zatezanja ponude—ne zbog rasta tražnje.

Proizvodni miks se okrenuo ka termalnoj rezervi

Osnovni uzrok bio je nagli pad proizvodnje iz obnovljivih izvora, pre svega vetra. Ukupna regionalna proizvodnja iznosila je 27.590 MW (pad od 966 MW), dok je potrošnja bila oko 25.487 MW—što je povećalo zavisnost sistema od uvoza.

Proizvodnja vetra pala je na 1.510 MW (smanjenje od 2.785 MW). Solarna proizvodnja blago je porasla na 4.641 MW, ali nije mogla da nadoknadi manjak vetra—posebno van dnevnog svetla.

Sistem je odgovorio jasnim povećanjem termo proizvodnje: gasne elektrane porasle su na 2.702 MW (+296 MW), a proizvodnja iz uglja na 4.608 MW (+63 MW). Nuklearna proizvodnja ostala je stabilna na 5.794 MW, dok je hidroenergija iznosila 5.866 MW uz blagi pad zbog hidroloških varijacija. Ostali izvori porasli su na 2.469 MW.

Zavisnost od uvoza pojačala granične troškove

Promena proizvodnog miksa podigla je granične troškove proizvodnje jer su skuplje termoelektrane zamenile izgubljenu obnovljivu energiju. Efekat je dodatno pojačan većom zavisnošću od uvoza: neto regionalni uvozi dostigli su 1.185 MW, dok su glavni tokovi rasli—iz Austrije i Slovačke ka Mađarskoj i dalje ka Jugoistočnoj Evropi.

Mađarska je kao ključni cenovni čvor povukla skuplju energiju iz centralnoevropskog sistema i proširila razliku između Nemačke i Mađarske na oko 22–23 €/MWh, što se prelilo dalje ka Jugoistočnoj Evropi.

Potražnja slaba; cene rastu zbog ograničenja ponude

I pored viših cena, potražnja je ostala relativno slaba: regionalna potrošnja pala je za 1.520 MW. Time se dodatno potvrđuje da je skok cena bio rezultat ograničenja ponude—pre svega pada vetra—umesto rasta tražnje.

Volatilnost tokom dana: pad pod suncem i večernji skokovi

Unutardnevni obrasci pratili su tipičnu prolećnu strukturu uz pojačanu volatilnost. Tokom podnevnih sati cene su padale u opseg od 30–40 €/MWh zahvaljujući solarnoj proizvodnji, dok su uveče naglo rasle kada solar nestaje i kada termo kapacitet postaje marginalni izvor.

Maksimalne cene dostizale su preko 270 €/MWh u Mađarskoj i oko 150–175 €/MWh u tržištima Jugoistočne Evrope—posebno tokom perioda H20–H21—što ističe rastući značaj večernjih pikova za formiranje cena.

Spot skok bez snažne podrške terminskih tržišta

Terminska tržišta nisu pratila rast spot cena: kratkoročni bazni ugovori blago su pali u rasponu od oko 90–100 €/MWh, što sugeriše da tržište posmatra skok kao kratkoročan događaj vezan za vremenske uslove. Cene gasa ostale su stabilne oko 42–47 €/MWh; emisije CO₂ bile su oko 77 €/t; terminski ugalj blago je opao.

Značaj fleksibilnosti raste kako se povećava oscilacija obnovljivih izvora

Za učesnike na tržištu ova epizoda naglasila je važnost fleksibilnosti: elektrane koje mogu brzo da reaguju na večernje pikove—posebno hidro i gasne—imale su korist, dok su fiksne ili neobezbeđene pozicije bile izložene riziku.

Sveukupno gledano, struktura tržišta električne energije u Jugoistočnoj Evropi sve više pokazuje da cene zavise od kombinacije nestabilnosti obnovljivih izvora (posebno vetra), troškova termalne rezerve i uvozne zavisnosti. Kada vetar padne, sistem brzo prelazi na skuplju proizvodnju i oslanjanje na import—što može dovesti do sinhronizovanih i naglih promena cena širom regiona preko mađarskog tranzitnog čvorišta.

Uz očekivanu nastavak volatilnosti vetra, slični obrasci verovatno će se nastaviti: niže cene tokom dana zbog solarnih doprinosa, snažni večernji skokovi kada termo postaje marginalan izvor i stalna osetljivost regiona na tokove iz centralnoevropskog sistema.