Jugoistočna Evropa: više obnovljivih izvora pomaže fizičkom bilansu, ali ne ruši regionalnu cenovnu fragmentaciju

Jugoistočna Evropa je u četvrtak ušla sa povoljnijom slikom proizvodnje iz obnovljivih izvora i manjom zavisnošću regiona od uvoza, ali to nije bilo dovoljno da se zaustavi cenovna fragmentacija među tržištima. Tržišni signali ostali su rascepljeni: dok su pojedine zemlje trgovale ispod 100 evra/MWh, druga su zadržala značajne premije, a terminska kriva dodatno je naglasila percepciju rizika za dostupnost električne energije početkom avgusta.

Obnovljivi izvori jačaju bilans, ali ne i konvergenciju cena

Prognozirana potrošnja električne energije u Mađarskoj i jugoistočnoj Evropi porasla je za 1.111 MW (oko 3,5%) na 32.972 MW zbog rasta prosečne temperature za 1,4°C na 25,8°C. Istovremeno, očekivana proizvodnja iz obnovljivih izvora značajno je poboljšana: solarna proizvodnja povećana je za 508 MW na 7.767 MW, dok je proizvodnja vetroelektrana porasla za 767 MW na 3.207 MW.

Ukupno povećanje proizvodnje iz obnovljivih izvora od 1.275 MW pokrilo je rast potrošnje i smanjilo neto potrebu regiona za uvozom za 442 MW, na 1.410 MW. Međutim, poboljšanje se više odrazilo na fizički bilans sistema nego na formiranje cena, pa su regionalne razlike ostale vidljive u trgovanju dan unapred.

Uvoz i dalje visok: centralna Evropa sa severa i Italija sa zapada

Iako je neto potreba regiona za uvozom manja, tokovi električne energije nisu nestali. Uvoz iz Austrije i Slovačke prema Mađarskoj i Sloveniji ostao je visok i iznosio je 2.140 MW (smanjen za 447 MW u odnosu na prethodni dan). Istovremeno, izvoz iz jugoistočne Evrope prema Italiji blago je povećan na 888 MW.

To znači da region ostaje pod istovremenim uticajem dva faktora: priliva iz centralne Evrope sa severa i snažne tražnje Italije sa zapada. Upravo takva kombinacija ograničava mogućnost da bolja lokalna ponuda brzo prevede niže troškove u konvergenciju cena.

Mađarska kao ključni pokretač: deficit uprkos boljoj prognozi

Mađarska je ostala jedan od glavnih cenovnih pokretača regiona. Tržište HUPX završilo je trgovanje na nivou od 132,14 evra/MWh, gotovo nepromenjeno u odnosu na sredu uprkos boljoj prognozi obnovljivih izvora. Potrošnja električne energije porasla je na 4.672 MW, dok je domaća proizvodnja procenjena na samo 3.174 MW—što implicira deficit od 1.498 MW (veći nego prethodnog dana kada je iznosio 1.208 MW).

Struktura satnih cena dodatno oslikava problem fleksibilnosti: cena je pala na 12,20 evra/MWh u 14. satu kada je solarna proizvodnja bila najviša, a zatim skočila na 296,10 evra/MWh u 20. satu. Razlika između dnevnog minimuma i maksimuma pokazuje da dodatni fotonaponski kapaciteti obaraju cene tokom podneva, ali ne rešavaju adekvatnost sistema tokom večernjih sati.

Terminski signal bio je još oštriji: mađarski proizvod za 32. nedelju povećan je za 9 evra/MWh na 212 evra/MWh, dok je za 33. nedelju porastao za 11,50 evra/MWh na 157,50 evra/MWh—uz proširenje premije od 32. nedelje u odnosu na Nemačku na čak 84 evra/MWh.

Severni klaster vs južni popust: cene ostaju razdvojene

Dnevni raspon cena pokazao je nastavak fragmentacije regionalnih cena: Mađarska, Rumunija, Slovenija i Hrvatska završile su trgovanje između 130 i 134 evra/MWh; Srbija i Bugarska formirale su srednji nivo; Grčka i Albanija trgovale su ispod 100 evra/MWh; dok su Crna Gora i Italija zadržale značajne premije.

U tom okviru Mađarska je zadržala premiju od 10,82 evra/MWh u odnosu na Nemačku (Nemačka: 121,33 evra/MWh). Austrija je ostala nešto skuplja (134,13 evra/MWh), Slovenija se kretala gotovo identično kao HUPX (132,19 evra/MWh), a Hrvatska završila blizu severnog nivoa (130,96 evra/MWh). Istovremeno su nuklearne elektrane smanjile proizvodnju—za ukupno posmatranim tržištima pad od 552 MW na ukupno 4.466 MW—delom zbog ograničenja povezanih s niskim vodostajem Dunava i manjom proizvodnjom velikih postrojenja.

Rumunija blizu Mađarske; Bugarska izvozni oslonac

Rumunija je pratila sličan obrazac kao severni klaster: OPCOM završio je trgovanje na nivou od 130,15 evra/MWh (oko 1,99 evra/MWh ispod Mađarske). Rumunska potrošnja trebalo bi da poraste za još dodatnih172 MW na 5.574 MW uz očekivanu proizvodnju od oko5.075 MW—ostavljajući deficit od približno499 MW.

Ipak, komercijalni tokovi prema Mađarskoj ostali su snažni tokom vršnih sati (prosečan tok ka Mađarskoj iznosioje oko1.224MW). Rumunija se istovremeno oslanjala na uvoz iz Bugarske—tok iz Bugarske prema Rumuniji dostizaoje približno1.641MWna baznom nivou.

Bugarska se nastavila ponašati kao jedan od glavnih izvoznika električne energije u regionu: prognozirana proizvodnja od4.998MW premašila jen potrošnju od3.840MW uz izvozni višak od1.158MW. Ipak, IBEX povećao jen cenu za9 ,80evra/MWhna112 ,37evra/MWh—što znači da Bugarska ostaje oko19 ,77evra/MWhjeftinijaodMađarskeali smanjuje deo prethodnog diskonta zahvaljujući većem izvozu prema Rumuniji.

Niske grčke cene otvaraju prostor trgovini ka severu—ali veza nije dovoljna

Grčka se izdvojila među likvidnim tržištima regiona sa jednom od najnižih cena: HENEX pao jen a92 ,52evra/MWh (pad3 ,30evra/MWh). Diskont prema Mađarskoj proširen jen a39 ,62evra/MWh; vršna cena prosečno jen a42 ,70evra/MWh,a dnevne cene tokom podneva pale su nanulu u11 . satu.

Istovremeno Grčka prelazi u prognoziranu izvoznu poziciju od1 .576MW (u odnosu na1 .015MW prethodnog dana). Niža cena podržana jen blažim vremenskim uslovima—prosečna temperatura trebalo bi da padne za2°Cna26 ,8°C—smanjujući potrebe za hlađenjem tokom perioda dovoljne raspoloživosti obnovljivih i termalnih izvora.

Kao posledica toga pojavljuje se jasan signal trgovine električnom energijom „od juga ka severu“, ali ograničenja prenosnih kapaciteta i nedovoljna regionalna povezanost sprečavaju punu realizaciju te razlike kroz cenu.

Srbija najveći pad; Crna Gora najskuplja berza uz široku nestašicu

Srbija beleži najveći dnevni pad među etabliranim regionalnim berzama: SEEPEX pao jen a104 ,77evra/MWһ (pad40 ,70evra/MWһ), čime jen Srbija oko27 ,37evra/MWһjeftinijaodMađarske . Potrošnja treba naglo da poraste na3 .859MW,a proizvodnja se oporavlja na3 .317MW pa deficit pada sa865MWna543MW jer rast proizvodnje nadmašuje rast potrošnje.

Satna struktura ipak nije ekstremna kao kod Mađarske: SEEPEX ima minimum od30 ,10evra/MWһu12 .satu,maksimum208evra/MWһu20 .satu . Srbija nastavlja da uvozi energiju iz susednih sistema—oko342MWiz Severne Makedonije ,253MWiz Bugarske i85MWiz Rumunije —dok istovremeno izvozi oko156MWprema Crnoj Gori.

Crna Gora ide u suprotnom smeru: BELEN povećao cenu za10 ,90evra/MWһna151 ,71evra/MWһpostavši najskuplja berza električne energije u jugoistočnoj Evropi uz cenu19 ,57evra/MWһiznadMađarske . Potrošnja raste na469MW,a prognozirana proizvodnja jedva337MW,dok deficit iznosi132MW . Nestašica se vidi kroz širu satnicu: minimum53evra/MWһu9.satu,maksimum250evra/MWһu21.satu,a prosečna cena van vršnih sati dostiže180 ,30evra/MWһ . Crna Gora prima struju iz Bosne i Hercegovine,Srbije ,Albanije i Kosova,a preko podmorskog kabla šalje približno514MWprema Italiji.

Italijanska premija drži pritisak; terminski ugovori ugrađuju rizik dostupnosti

Italija ostaje dominantan spoljni cenovni reper regiona: nacionalna cena porasla je za5 ,30evra/MWһna182 ,43evra/MWһ,tvoreći premiju50 ,29evra/MWһu odnosu naMađarsku . Severna Italija završila je na180 ,20evra/MWһ,a južna zona na184 ,60evra/MWһ.Minimalna dnevna cena ostala je izuzetno visoka—150 ,10evra/MWһ—što ukazuje da je italijansko tržište bilo pod pritiskom tokom celog dana.

Ta premija podržava nastavak tokova ka zapadu iz Slovenije i Crne Gore i ograničava količine viškova balkanske proizvodnje koje bi mogle ublažiti pritisak u Mađarskoj i Hrvatskoj . Hrvatska pritom ostaje tržište s velikim deficitom : potrošnja je2 .429MW naspram proizvodnje od svega1 .155MW ; potreba za neto uvozom raste na1 .274MW,iako povezanost sa Slovenijom i Mađarskom drži CROPEX blizu severnog regionalnog nivoa.

Kada se pogleda terminsko tržište,uočava se dodatno upozorenje o zategnutosti mađarskog sistema početkom avgusta : neuobičajena struktura cena pokazuje da trgovci ugrađuju značajnu premiju rizika za dostupnost električne energije u Mađarskoj i povezanim regionalnim sistemima . Pomeranje cena dodatno je podržano kretanjima energetskih tržišta : austrijski CEGH gas porastao je na60 ,83evra/MWһ ; emisijske jedinice EU porasle su na82 ,02evra/t ; a API2 uglj dostigao je122 ,50 dolara/t.

Završnica: fizički suficit nije isto što i cenovna relaksacija

Povećanje obnovljive proizvodnje smanjilo je trenutnu potrebu za uvozom,u četvrtak nije uklonilo nestašicu ugrađenu u večernje cene і terminska tržišta . Glavna prilika ostaje razlika između nižih južnih tržišta і skupljih centara potrošnje poput Mađarske і Italije,i njen realni domet zavisi manje od ukupne regionalne proizvodnje,a više od dostupnosti prekograničnih prenosnih kapaciteta.