Jugoistočna Evropa: cene struje ostaju visoke, ali se tržište sve jasnije deli između regiona i Italije

Day-ahead cene električne energije u Jugoistočnoj Evropi ostale su visoke u petak, ali je trgovanje pokazalo sve jasniju podelu između skupljih tokova ka centralnoevropskom i italijanskom koridoru i jeftinijih cena u Srbiji. Razlika nije bila samo regionalna: unutardnevna volatilnost na srpskom tržištu ukazala je na to koliko brzo se vrednost fleksibilnosti menja kako solarni profili ustupaju mesto večernjem manku.

Regionalni day-ahead raspon: Italija najskuplja, Srbija najpovoljnija

Regionalni referentni indeks HUPX završio je na 123,26 €/MWh, gotovo nepromenjeno u odnosu na prethodni dan. Slovenija je trgovala na 125,40 €/MWh, Hrvatska na 119,61 €/MWh, Rumunija na 116,24 €/MWh, dok su se Bugarska i Grčka izjednačile na 115,64 €/MWh. Italija je ostala najskuplje tržište u regionu sa cenom od 148,43 €/MWh.

Srbija je bila najpovoljnija zona sa cenom od 106,01 €/MWh. To znači da je SEEPEX bio oko 17,25 €/MWh ispod HUPX-a i više od 42 €/MWh ispod italijanskog nivoa.

Srpsko tržište najvolatilnije: solarni viškovi pa večernji skok

Najveća unutardnevna volatilnost zabeležena je upravo u Srbiji. SEEPEX je pao na samo 20 €/MWh u 14. satu, pre nego što je skočio na 208,10 €/MWh u 21. satu. Razlika od skoro 188 €/MWh između najniže i najviše cene tokom dana ukazuje na sve veći uticaj viškova solarne energije u podnevnim satima i naknadnog nedostatka energije nakon pada fotonaponske proizvodnje.

Potrošnja raste blago; neto uvoz se smanjuje

Ukupna regionalna potrošnja blago je porasla na 31.291 MW, dok je neto uvoz smanjen na 658 MW (sa 899 MW dan ranije). Ukupna proizvodnja ostala je blizu 30,6 GW.

Proizvodnja iz vetra povećana je za oko 584 MW na 1.771 MW, delimično nadoknadivši pad hidroproizvodnje od 520 MW (na 4.871 MW). Solarna proizvodnja ostala je snažna sa 6.302 MW. Ugalj je obezbedio 6.348 MW, gasne elektrane su proizvodile 4.521 MW, a nuklearna proizvodnja dostigla je 5.579 MW.

Tokovi snabdevanja: Bugarska izvozi više, Srbija ostaje strukturno deficitna

Bugarska se izdvojila kao glavni regionalni izvoznik: proizvela je oko 5.112 MW naspram potrošnje od 3.660 MW, ostvarivši neto višak približno 1.453 MW. Bugarski izvoz prosečno je iznosio oko 795 MW prema Rumuniji, zatim oko 280 MW prema Srbiji, oko 274 MW prema Grčkoj i oko 170 MW prema Severnoj Makedoniji.

Stabilna nuklearna proizvodnja od oko 1.895 MW zajedno sa gotovo 1 GW solarne energije pomogla je da bugarske cene ostanu ispod nivoa Mađarske i podržale približavanje cena sa Grčkom.

Srbija je ostala strukturno u deficitu: potrošnja približno 3.495 MW bila je veća od proizvodnje od oko 3.022 MW, što se pretvorilo u prosečan neto uvoz od oko 473 MW. Ugalj je obezbedio oko 2.529 MW, hidroelektrane oko 499 MW i vetar oko 278 MW. Srbija je električnu energiju uglavnom uvozila iz Bosne i Hercegovine, Bugarske, Hrvatske i Crne Gore, dok je deo raspoloživih količina izvozila prema Rumuniji i Crnoj Gori.

Rumunija smanjuje deficit; Mađarska ostaje neto kupac

Rumunski deficit smanjen je na oko 149 MW pošto su potrošnja pala na 5.547 MW dok se proizvodnja kretala oko 5.398 MW. Rumunija je značajno uvozila iz Bugarske, ali tokom vršnih sati izvozila prema Mađarskoj—tokovi ka Mađarskoj dostizali su prosečno oko 806 MW u periodima najveće potražnje.

Mađarska je zadržala status neto uvoznika sa oko 634 MW jer su proizvodnja od približno 3.773 MW bila niža od potrošnje od oko 4.407 MW. Nuklearna energija obezbeđivala je približno1 .855 MW; solarna proizvodnja iznosila je oko1 .248 MW; gasne elektrane su davale oko448 MW.

Iako se razlika između spot cena Mađarske i Nemačke gotovo potpuno smanjila, mađarske terminske cene električne energije i dalje su sadržale značajnu premiju.

Hrvatska najveći deficit; Crna Gora izvozi uprkos manjku

Hrvatska je zabeležila jedan od najvećih deficita električne energije u regionu—manjak približno949 MW—jer domaća proizvodnja od samo1 .241 MW pokriva nešto više od polovine potrošnje; ostatak je obezbeđen uglavnom uvozom iz Mađarske i Slovenije.

Crna Gora je na neto osnovi uvozila oko97 MW iako je putem podmorskog interkonektora izvezla približno493 MW prema Italiji. Domaća proizvodnja dostigla je326 MW: uključujući oko201 MW iz termoelektrane na uglju ,32 MW iz hidroelektrana i44 MW iz vetroelektrana.

Razlika između cena na tržištima Crne Gore i Italije premašila je31 €/MWh, zadržavajući snažan komercijalni podsticaj za izvoz električne energije prema zapadu.

Znakovi tržišne zrelosti: fleksibilnost postaje ključ za večernje sate

Dnevno trgovanje jasno oslikava dominantnu strukturu regiona: relativno niska srpska cena tokom podnevnih solarnih sati koegzistira sa snažnim bugarskim izvozom ka istočnom delu regiona; Hrvatska i Mađarska ostaju oslonjene na uvoz kako bi pokrile svoje potrebe; a Italija nastavlja da deluje kao premijum tržište za balkansku električnu energiju.

Signal večernjeg nedostatka energije bio je znatno izraženiji od dnevnih prosečnih cena—potvrda da vrednost fleksibilnosti raste upravo kada solarni doprinos opada. U tom kontekstu posebno se ističe značaj prekograničnih kapaciteta i hidroenergije prilagodljive režimu rada, uz sve veću relevantnost baterijskih sistema za skladištenje energije (BESS).