Mađarska prednjači u skoku spot cena struje u centralnoj Evropi zbog pada proizvodnje iz vetra i zategnutog snabdevanja

Mađarske spot cene električne energije za isporuku u ponedeljak skočile su naglo, postavljajući zonu visokih cena u centralnoj Evropi. Rast je bio povezan s oporavkom potražnje nakon vikenda i istovremenim padom proizvodnje iz vetroelektrana, što je dodatno pojačalo regionalne razlike u odnosu na južni Balkan.

HUPX na najvišem nivou u regionu; veće razlike prema Nemačkoj

Bazna cena električne energije na mađarskom tržištu HUPX porasla je za 88,80 evra/MWh u odnosu na nedelju, na 250,97 evra/MWh. Time je Mađarska zabeležila najvišu cenu u jugoistočnoj Evropi i ostala svega 5,58 evra/MWh ispod nemačke cene od 256,55 evra/MWh.

Slovenija i Hrvatska su pratile kretanje centralnoevropskog tržišta, sa cenama od 246,31 evra/MWh i 245,36 evra/MWh. Austrija je trgovala po 246,98 evra/MWh, dok je Rumunija bila nešto niža — 237,61 evra/MWh.

Ponuda i potražnja: više potrebe uz manju proizvodnju iz vetra

Skok cena odrazio je naglo pogoršanje odnosa ponude i potražnje. Očekivalo se da će potražnja za električnom energijom u Mađarskoj i jugoistočnoj Evropi porasti za 3,64 GW, na 29,69 GW, jer su se tržišta vratila u uobičajeni režim rada tokom radne nedelje. Istovremeno je prognozirana proizvodnja iz vetra trebalo da padne za 1,13 GW, na 2,04 GW.

Iako je prognozirana proizvodnja iz solarnih elektrana povećana za 778 MW, na 5,95 GW, dodatna proizvodnja tokom podnevnih sati nije bila dovoljna da nadoknadi veću potražnju i manju proizvodnju iz vetra — posebno nakon zalaska sunca.

Večernji vrhovi podigli cene; sever širi “premiju”

Najveći pritisak na cene zabeležen je tokom večernjih sati. Na HUPX-u je u 20. satu dostignuto 619,70 evra/MWh, dok je dnevni minimum bio 161,70 evra/MWh. Nemačka je dostigla maksimum od 697,30 evra/MWh; cene u Sloveniji i Hrvatskoj približile su se nivou od oko 600 evra/MWh.

Rumunija je imala večernji maksimum od 615,80 evra/MWh. To sugeriše da se period zategnutog snabdevanja proširio i na severni deo regiona.

Južnije poskupljenje postoji, ali manje izraženo

U južnijim delovima regiona cene su takođe porasle, ali manje izraženo. Bazna cena na srpskom tržištu SEEPEX povećana je za 76,70 evra/MWh na 199,44 evra/MWh — ostajući oko 51,53 evra/MWh ispod HUPX-a.

Albanija je trgovala po ceni od 204,75 evra/MWh; Bugarska po 193,13 evra/MWh; a Grčka po 186,76 evra/MWh. Crna Gora i Severna Makedonija imale su najniže cene u regionu — 179,97 evra/MWh odnosno 179,60 evra/MWh — oko 71 evro/MWh manje od HUPX-a.

Tri cenovne zone otkrivaju ograničenja prekograničnih tokova

Tržište je bilo podeljeno na tri šire cenovne zone: Nemačku te Mađarsku/Austriju zajedno sa Slovenijom i Hrvatskom (iznad približno 245 evra/MWh); Italiju i Rumuniju (226 do 238 evra/MWh); kao i većinu južnog Balkana (između oko 180 i 205 evra/MWh).

Takva raspodela ukazala je na ograničene prekogranične prenosne kapacitete. Jeftinija proizvodnja na Balkanu nije mogla da stigne do Mađarske i severnog Jadrana u dovoljnoj meri da ublaži cenovne razlike.

Rumunija kao tranzit; Srbija izvozi ka Mađarskoj ali ne zatvara jaz

Rumunija je prosečno izvozila oko 1,62 GW električne energije ka Mađarskoj; tokom vršnih sati taj tok dostizao je do oko 2,25 GW. Istovremeno Rumunija je uvozila približno 1,82 GW iz Bugarske. Time se dodatno potvrdila njena uloga tranzitnog tržišta između bugarske proizvodnje po nižim cenama i zategnutijeg mađarskog sistema.

Srbija je takođe prešla na izvoz prema Mađarskoj: prosečan dnevni izvoz bio je oko 233 MW uz rast do oko 369 MW u vršnim satima. Ipak raspoloživi kapacitet nije bio dovoljan da zatvori cenovnu razliku veću od više od 50 evra/MWh između SEEPEX-a i HUPX-a.

Kretanja potrošnje i domaće proizvodnje: neto efekat slabiji nego dan ranije

Potrošnja električne energije u Srbiji prognozirana je na oko 3,33 GW — približno za dodatnih 329 MW više nego u nedelju. Proizvodnja se oporavila snažnije: povećala se za oko 819 MW na oko 3,05 GW. Zbog toga je neto uvoz smanjen na oko 276 MW (sa oko 766 MW dan ranije).

Srbija nastavlja da uvozi energiju iz Bugarske i Severne Makedonije dok izvozi prema Mađarskoj. Cena za vršno opterećenje dostigla je oko 214,10 evra/MWh naspram prosečnih oko184,80 evra/MWh van vršnih sati — što ukazuje da fleksibilni kapaciteti imaju veću vrednost tokom večernjeg rasta potrošnje.

Dodatni regionalni signali: interkonekcije bez planiranog toka

Crna Gora ostaje umjeren neto uvoznik sa neto importom od oko47 MW uz potrošnju od oko361 MW i domaću proizvodnju od oko314 MW. Na interkonektoru Crna Gora–Italija nije zabeležen planirani komercijalni tok uprkos italijanskoj nacionalnoj ceni od oko225,85 evra/MWh koja je gotovo46 evra/MWh viša od cene u Crnoj Gori.

Albanija je smanjila neto uvoz sa oko554 MW na neto nivo odoko272 MW nakon što se domaća proizvodnja više nego udvostručila — na oko566 MW. Ipak njena cena električne energije za dan unapred porasla je za58 evro/MWh.

Cena goriva drži troškove; terminske cene ipak popuštaju

Kretanja cena goriva nastavila su da utiču na tržište: cena gasa na austrijskom CEGH-u blago je porasla na81,95 evra/MWh dok je gas u Grčkoj ostao pri63 evra/MW h. EU emisione jedinice CO₂ zadržale su se na85,52 evra po toni čime su troškovi proizvodnje iz gasnih postrojenja i termoelektrana na ugalj ostali povišeni.

Ipak terminske cene električne energije u Mađarskoj pale su: cena za38. nedelju smanjena je za4 evra/MW h na179 evra/MW h; ugovor za39. nedelju pao je na184 ,50 evra/MW h; a oktobarski ugovor pojeftinio je na196 evra/MW h.

Pada terminskih cena ukazuje da su trgovci skok spot cena tokom ponedeljka uglavnom tretirali kao kratkoročnu kombinaciju manje proizvodnje iz vetar-a uz oporavak potrošnje i zategnutost snabdevanja tokom večernjih sati. Istovremeno mađarska premija od33 evra/MW h u odnosu na Nemačku za oktobar pokazuje da rizici povezani sa zagušenjima i regionalnim snabdevanjem ostaju ugrađeni u tržišne cene.

Značaj za trgovce: povratak velikih sever–jug razlika

Za trgovce ključni signal nije bio samo rast apsolutnih spot cena već povratak velikih cenovnih razlika između severa i juga. Dok je veći deo južnog Balkana bio ispod200 evra/MW h , Mađarska se približila nivou od oko251 evra/MW h . Vrednost te razlike zavisila je od mogućnosti obezbeđivanja ograničenog prekograničnog prenosnog kapaciteta — odnosno koliko brzo bi povoljnije ponude mogle da “preplave” skuplje zone kada vreme ili raspoloživost obnovljivih izvora pogoršaju bilans.