Jugoistočna Evropa: pad spot cena, ali zagušenja i dalje preusmeravaju oskudicu

U sredu su cene električne energije za dan unapred u jugoistočnoj Evropi oštro korigovane naniže, ali tržište je pokazalo da niži troškovi proizvodnje ne znače automatsko „izjednačavanje“ regiona. Rast prognozirane proizvodnje iz obnovljivih izvora ublažio je regionalni balans tokom dana, dok su zagušenja prenosne mreže i dalje preusmeravala oskudicu na određene sate i lokacije—posebno prema Italiji i Crnoj Gori.

Širok pad cena, ali neujednačen

Pad je bio široko rasprostranjen, ali ne i jednako raspoređen. Na HUPX-u cena je iznosila 122,30 €/MWh, što je za 15,10 €/MWh manje nego u prethodnoj sesiji. U Srbiji, Bugarskoj, Grčkoj i Severnoj Makedoniji cene su pale za više od 20 €/MWh.

Italija i Crna Gora ostale su jasno izdvojene kao zone visokih cena. To sugeriše da jeftinija proizvodnja u regionu nije uklonila ograničenja prenosne mreže niti lokalnu oskudicu ponude.

Obnovljivi izvori pojačali bilans; uvoz se smanjio

Ključna promena u fizičkom bilansu došla je iz obnovljivih izvora. Prognozirana regionalna solarna proizvodnja porasla je za 570 MW na 7.424 MW, dok je proizvodnja iz vetra povećana za 717 MW na 1.922 MW. Ukupni rast obnovljivih izvora od 1.287 MW bio je gotovo četiri puta veći od povećanja prognozirane potrošnje (353 MW).

Zbog toga dodatno opterećenje sistema nije pokriveno povećanjem uvoza ili angažovanjem termoelektrana, već kombinacijom vetra i sunca. Neto regionalni uvoz smanjen je za 582 MW (oko 26%) na 1.627 MW.

Uvoz iz Austrije i Slovačke pao je za 580 MW na 2.996 MW, uz napomenu da severni prilivi ostaju važan deo bilansa regiona. Istovremeno, oko 1.277 MW bilo je planirano za izvoz ka Italiji—gde je cena za dan unapred (170,21 €/MWh) nastavila da pruža jak podsticaj izvozu.

Zašto region može biti neto uvoznik dok šalje struju ka skupljem tržištu

Ova kombinacija objašnjava prividnu kontradikciju: jugoistočna Evropa ostala je neto uvoznik, a istovremeno slala značajne količine ka italijanskom tržištu sa višom cenom. Električna energija ulazila je preko granica sa Austrijom i Slovačkom, prolazila kroz Mađarsku i severni Balkan, a deo tokova nastavljao se ka Italiji.

Takva konfiguracija podržala je cene u Austriji, Sloveniji i Hrvatskoj, dok je ograničila mogućnost da niža proizvodnja iz Srbije, Bugarske i Albanije spusti cene na čitavom području.

Kratkoročna integracija duž koridora—ali samo do granice zagušenja

Cena na HUPX-u (122,30 €/MWh) gotovo se izjednačila sa cenama u Rumuniji (121,68 €/MWh) i Hrvatskoj (122,92 €/MWh). Rumunija je završila samo 0,62 €/MWh ispod Mađarske, dok je Hrvatska bila takođe udaljena svega 0,62 €/MWh naviše—što ukazuje na snažnu kratkoročnu povezanost duž koridora Mađarska–Rumunija–Hrvatska.

Slovenija je ostala skuplja sa cenom od 127,01 €/MWh (premija od 4,71 €/MWh u odnosu na HUPX), dok je Austrija ponovo bila najskuplja među tim zonama sa 134,16 €/MWh (11,86 €/MWh iznad Mađarske).

Nemačka referenca pala; premija Mađarske opstala

Referentna cena u Nemačkoj pala je na 100,43 €/MWh. Razlika između Mađarske i Nemačke bila je 21,87 €/MWh—manja nego ranije za oko 2,50 €/MWh—ali dovoljno velika da zadrži ekonomski podsticaj za tokove ka istoku kada postoji prekogranični kapacitet.

Činjenica da se mađarska premija održala uprkos gotovo 3 GW ukupnog uvoza iz Austrije i Slovačke ukazuje da dostupni prenosni kapacitet još nije bio dovoljan za potpunu konvergenciju sa nemačkim nivoima.

Istočna tržišta zabeležila najveće dnevne padove

Bugarska je pala za 23,70 €/MWh na 114,51 €/MWh. Grčka je pojeftinila za 26,30 €/MWh na 115,88 €/MWh. Ta dva tržišta završila su sa razlikom od svega 1,37 €/MWh; Bugarska pritom zadržava poziciju regionalnog izvoznika.

Rumunija se kretala drugačije po bilansu: zabeležila je neto uvoz od približno 678 MW uz cenu koja ostaje blisko povezana sa Mađarskom. Srbija je imala jednu od najnižih cena: SEEPEX se spustio za 24,50 €/MWh na 106,99 €/MWh—uz diskont prema Mađarskoj (15,31 €/MWh), Hrvatskoj (15,93 €/MWh) i Crnoj Gori (40,27 €/MWh). Ipak Srbija ostaje neto uvoznik sa približno 338 MW.

Srbija nije imala “višak”, već ograničenja raspodele kapaciteta

Niska cena u Srbiji nije predstavljala jednostavan višak domaće proizvodnje: zemlja prima električnu energiju iz više pravaca i istovremeno podržava susedne sisteme—posebno Crnu Goru. Diskont prema Crnoj Gori zato više govori o uskom grlu u prenosnoj mreži ili o ograničenjima raspodele kapaciteta između dva geografski bliska tržišta nego o čistoj regionalnoj ravnoteži bez barijera.

Albanija jedina sa rastom; Crna Gora glavni izuzetak

Albanija je jedino tržište koje beleži rast: ALPEX porastao je za 1,70 €/MWh na najnižu vrednost posmatranog regiona od 104,52 €/MWh. Severna Makedonija pala je za izraženih 32,40 €/MWh na 108,25 €/MWh.

Crna Gora predstavlja ključni odstupajući slučaj: BELEN cena bila je čak 147,26 €/MWh—gotovo bez promene dnevno (samo -1,40 €/MWh), ali oko 25 €/MWh viša od HUPX-a. Premija Crne Gore prema Albaniji dostigla je 42,74 €/MWh; prema Srbiji iznosila je 40,27 €/MWh.

Dostupni podaci o komercijalnim tokovima pokazuju da Crna Gora prima električnu energiju iz Bosne i Hercegovine، Srbije، Albanije i sa Kosova، ali cene ipak ostaju visoke. To upućuje da mogućnost uvoza—više nego odsustvo „jeftine“ energije u susedstvu—određuje graničnu vrednost snabdevanja.

Italija najskuplja; volatilnost raste tokom dana

Italija ostaje najskuplje tržište sa cenom od 170,21 €/MWh uprkos dnevnom padu od 7,10 €/MWh. Premije prema Mađarskoj (47،91 €/Mwh)، Hrvatskoj (47،29 €) i Srbiji (više od ‎63 €) usmerile su ekonomiku interkonektora ka Italiji i doprinele čvršćim cenama tokom popodnevnih i večernjih sati u Sloveniji i Hrvatskoj.

Dnevni proseci ne prikazuju punu sliku jer satni profili ukazuju na znatno volatilnije kretanje: tokom ranog popodneva sa jakom solarnom proizvodnjom cene su pale približno na rasponu od 45–60 €/Mwh na HUPX-u، OPCOM-u i BSP-u، a zatim su se tokom večernjeg skoka potrošnje vratile približno na nivoe oko ‎190–210 ‎€/Mwh ili više.

Dnevni višak energije bez fleksibilnosti pogoduje skladištenju—ali prihod zavisi od lokacije

Korekcije tokom sredine dana bile su izraženije nego prethodnog dana utorak، posebno u Mađarskoj i Rumuniji، što se uklapa u dodatnih ‎570 MW solarne proizvodnje uz niže temperature. Nakon zalaska sunca gubitak više od ‎7 GW prosečne solarne proizvodnje vratio sistem termoelektranama، fleksibilnosti hidroelektrana i prekograničnom snabdevanju.

Takav profil može biti povoljan za baterijske sisteme skladištenja energije، reverzibilne hidroelektrane ili fleksibilnu hidroproizvodnju: mogućnost punjenja koncentrisana između ‎12:00 i ‎16:00 časova， dok se glavni period pražnjenja pojavljuje između ‎19:00 i ‎22:00 časa. Ipak， ostvareni prihodi zavise od gubitaka efikasnosti， izloženosti debalansu i pristupa relevantnoj tržišnoj zoni—što znači da baterije blizu čvorova s ograničenim izvoznim kapacitetima mogu imati drugačiju strukturu prihoda nego one čiji se obračun vezuje direktno uz HUPX ili SEEPEX。

Miks proizvodnje pokazuje oslanjanje na dispečabilne izvore; goriva nisu “pomogla” maržama

Iako su obnovljivi izvori povećali dnevni višak， region se po prethodnom miksu još oslanja na dispečabilne izvore: solarne elektrane obezbedile su približno ‎6.855 MW， uglj ‎6.434 MW， hidroelektrane ‎5.662 MW， nuklearne elektrane ‎5.549 MW， a gasne elektrane ‎5.082 MW； vetar je učestvovao sa svega ‎1.206 MW， pri čemu je naknadni rast prognozirane proizvodnje iz vetra do ‎1.922 MW smanjio potrebu za uvozom i angažovanjem marginalnih termoelektrana。

Hidrološki uslovi bili su povoljni ali ne ekstremno obilni：protok Dunava bio je približno ‎4.919 m³/s， blizu dugoročnog sezonskog proseka． Proizvodnja hidroelektrana porasla je za ‎363 MW na ‎5.662 MW， pružajući regulacionu mogućnost， ali nedovoljnu da eliminiše večernju zavisnost od gasa， uglja i prekograničnog snabdevanja。

Raspoloživost termoelektrana ostala je značajna：oko ‎11‚2 GW aktiviranih instaliranih termičkih kapaciteta． Ipak， snažan večernji oporavak cena potvrdio je da su termoelektrane ostale marginalni proizvođači nakon zalaska sunca。

Cenovni signal dolazi pre svega iz vremena i tokova; terminska kriva upozorava na rizik premije

Kretanja na tržištima goriva nisu podržala pad spot cena električne energije：CEGH gas benchmark porastao je za ‎1‚10 € na ‎60‚68 € /Mwh， grčki gas benchmark za ‎3‚10 € na ‎52‚39 € /Mwh． EU ETS jedinice bile su uglavnom nepromenjene（83‚20 € /t）． API2 ugolj ojačao je； ugovor za april/2026 godinu dostigao je ‏122‚50 USD/t， a ugovor za četvrti kvartal ‏2026.‏ godine ‏125‚50 USD/t。

Kombinacija slabijih spot cena električne energije uz čvršće cene goriva smanjila je marže termoelektrana， naročito van perioda večernjeg vršnog opterećenja。 Gasne elektrane bile su pod najvećim pritiskom tokom solarnih sati； ekonomiku uglja opterećivali su troškovi emisija preko ‏83 € /t． Korekciju spot cena zato su prvenstveno pokrenuli vremenski uslovi， rast obnovljive proizvodnje i prekogranični tokovi。

Naredne sesije verovatno donose slabije cene tokom solarnih sati

Terminska kriva ukazuje na obnovljeno zatezanje tržišta：mađarski ugovor za ‏31.‏ nedelju pojeftinio je za ‏2‚50 € /Mwh na ‏131‚00 € /Mwh， dok je ugovor za ‏32.‏ nedelju poskupeo za ‏1‚00 € /Mwh na ‏148‚50 € /Mwh． Premija od ‏17‚50 € /Mwh između ove dve sedmice sugeriše da se trenutna slabost zbog veće obnovljive proizvodnje smatra privremenom。

Prognoze temperatura podržavaju nastavak slabijih cena tokom naredne dve sesije：regionalni indikator bez Grčke očekuje pad sa ‏20‚0°C na ‏19‚8°C pa zatim na ‏18‚6°C． U Grčkoj se prognozira znatnije zahlađenje（sa ‏30‚3°C na ‏27‚6°C pa potom ‏24‚7°C i konačno ‏23‚5°C）， što bi trebalo da smanji potražnju za klimatizacijom і verovatnoću novog skoka grčkih cena． Bugarska se očekuje da se ohladi ka ‏15‚8°C pre novog rasta temperatura。

Zagušenja dele region: dnevna korekcija ne uklanja rizik bazne razlike

Kratkoročna trgovačka tendencija stoga ostaje slabiя tokom solarnih sati， posebno u Mađarskoj、Rumuniji、Bugarskoj і Srbiji。 Večernji ugovori zadržavaju veću podršku jer goriva ostaju čvrsta， potražnja za izvozom ka Italiji snažna і regionalna fleksibilnost ostaje ograničena。

Najjasnije tržišni izraz postaje sve izraženiji diskont tokom solarnih sati umesto direktnog kratkog pozicioniranja duž cele bazne krive。 Prekogranični bazni rizik ostaje dominantan：premije Italije prema jugoistočnoj Evropi、dislokacija između Crne Gore і Srbije te trajna razlika između Mađarske і Nemačke pokazuju formiranje regionalnih zona zagušenja。 Drugim rečima， niža dnevna električna energija jeste učinila pojedine sate povoljnijim—ali istovremeno očuvała visoku vrednost večernje fleksibilnosti、interkonektorskog kapaciteta і dispečabilne proizvodnje.