SEE tržište električne energije: nestašica i zagušenja guraju cene naglo naviše u Mađarskoj i Rumuniji

Jutrošnje otvaranje nedelje na tržištima električne energije Jugoistočne Evrope donelo je nagli skok cena vođen nestašicom u vremenu vršnog opterećenja — a ne rastom troškova goriva. Iako su se cene formirale pod pritiskom fizičke neravnoteže, ključna poruka za investitore i učesnike na tržištu je da se problem sve više premešta sa “samo” dnevnih fluktuacija na strukturna zagušenja i lokacijski rizik.

Mađarska i Rumunija predvodile skok: više od 126 €/MWh u jednoj sesiji

Cene bazne energije za dan unapred porasle su na 222,73 €/MWh na HUPX-u (Mađarska) i 223,54 €/MWh na OPCOM-u (Rumunija). U odnosu na prethodnu sesiju, oba tržišta su više nego udvostručila cene: rast je bio preko 126 €/MWh u Mađarskoj i gotovo 128 €/MWh u Rumuniji.

Za razliku od ranijih epizoda kada bi rast mogao da se pripiše energentima, ovaj skok nije bio posledica goriva. Cene gasa i EUA emisija ostale su stabilne, dok su kombinaciju činili povećana ponedeljna potrošnja, toplo vreme, nedostatak kapaciteta u večernjem vrhu i ograničene prekogranične interkonekcije između jeftinijih južnih i skupljih centralno-istočnih tržišta.

Potrošnja raste brže od sistema: solar pomaže podne, ali ne “gasi” večernji vrh

Regionalni signal potrošnje bio je presudan. Ukupna potrošnja u SEE porasla je na 34,3 GW, za 3,76 GW više nego dan ranije. Neto uvozi su takođe porasli na 1,77 GW.

Mađarska je dostigla 5,58 GW potrošnje. Rumunija i Bugarska zajedno približile su se 9,89 GW. I pored snažne proizvodnje iz obnovljivih izvora — uključujući 8,30 GW solarne energije — sistem je ostao napet tokom večernjih sati. Struktura cena se jasno pomerila: periodi sa nižim cenama vezanim za podnevni solar ustupili su mesto višim cenama u vršnom opterećenju, gde su cene dostigle 759,3 €/MWh na HUPX-u i 766,7 €/MWh na OPCOM-u.

Dve cenovne zone i ekstremne razlike: zagušenja prelamaju region

Tržište se efektivno podelilo na dve cenovne zone. Mađarska i Rumunija formirale su visokocenovni blok iznad 222 €/MWh. Hrvatska i Slovenija sledile su sa 184,01 €/MWh odnosno 172,59 €/MWh.

Srbija je zatvorila na 149,94 €/MWh uz snažan dnevni rast. Grčka i Bugarska ostale su u niskocenovnoj zoni sa 86,50 €/MWh i 90,32 €/MWh uprkos tome što su bile neto izvoznici. Rezultat su bile ekstremne razlike: Rumunija je trgovala oko 137 €/MWh iznad Grčke, dok je Mađarska bila približno 132 €/MWh iznad Bugarske.

Prekogranični tokovi potvrđuju da nije reč o “opštem manjku”, već o lokacijama

Tokovi pokazuju da problem nije bio opšti nedostatak energije već strukturna neravnoteža po lokacijama i zagušenja u mreži. Grčka je izvozila oko 1,72 GW uz snažnu proizvodnju iz OIE. Bugarska je izvozila 738 MW i delovala kao tranzitni koridor ka Rumuniji.

Ipak, napetost se videla kroz obim uvoza: Mađarska je uvozila 1,28 GW, Rumunija 1,04 GW, Hrvatska 1,39 GW, a Srbija 543 MW. Glavni fizički tok dolazio je iz Austrije i Slovačke ka Mađarskoj i Sloveniji (CORE uvozi od ukupno 2,44 GW), dok je istovremeno region izvozio 634 MW ka Italiji — signal koji ukazuje na ograničen prenos kao faktor formiranja cena.

Srbija pod pritiskom: ugljen dominira miksom dok intradnevni stres raste

Pozicija Srbije bila je slabija nego što agregatni SEEPEX podaci sugerišu. Potrošnja je porasla na 3,95 GW uz proizvodnju od 3,41 GW — što znači neto uvoz od 543 MW. U vršnim satima zavisnost od uvoza bila je još izraženija: maksimalni uvoz dostigao je 937 MW.

Iako je SEEPEX zatvorio na 149,94 €/MWh (ispod većine centralnoevropskih tržišta), intradnevni stres bio je vidljiv kroz vršne cene do 455,1 €/MWh u H21. Energetski miks Srbije ostao je dominantno zasnovan na uglju (oko 73%), što povećava osetljivost sistema na večernje skokove potrošnje i cenu prenosa iz uvoza.

Crna Gora mala po obimu ali važna zbog Italije

Crna Gora ostaje mala po obimu trgovanja ali strateški značajna zbog interkonekcije sa Italijom. BELEN je zatvorio na 117,67 €/MWh dok je Italija imala cenu od 156,65 €/MWh — održavajući motivaciju za izvoz ka italijanskom tržištu.

Crna Gora je bila neto uvoznik sa oko 120 MW; istovremeno pa ipak izvozi oko 180 MW ka Italiji (vrhovi blizu 296 MW), čime deluje kao arbitražni i tranzitni čvor između SEE-a i italijanskog sistema.

Terminska kriva šalje signal: Mađarska se sve više tretira kao strukturna tačka napetosti

Terminska tržišta već ukazuju da se Mađarska posmatra kao ključna tačka napetosti. HU Week 27 porastao je na 152 €/MWh (rast od 18,29%), dok su Nemačka i Italija ostale znatno niže — na nivou od oko 108,5 €/MWh odnosno oko 133,5 €/MWh.

Proširenje HU-DE spreda na dodatnih oko 43,5 €/MWh pokazuje da tržište Mađarsku više ne vidi kao kratkoročan vremenski šok već kao zonu sa strukturnim zagušenjima: prisutna je zavisnost od uvoza i rizik vezan za večerno vršno opterećenje.

Nema skoka troškova goriva; rizik ostaje vremenski uslovljen

Iako su cene naglo skočile zbog nestašice fleksibilnosti sistema umesto troškova goriva — gas i EUA nisu pokazali značajne promene — kratkoročni rizik ostaje vezan za vremenske prilike. Očekuju se visoke temperature tokom 30. juna, što održava pritisak na potrošnju; potom se predviđa postepeno zahlađenje početkom jula.

Konačna poruka ovog dana ipak ide dalje od vremenske prognoze: SEE tržišta električne energije ulaze u fazu gde solar određuje cene tokom podneva manje-više glatko raspoređenih sati rada sistema; kada dođe veče marginalna ponuda postaje skuplja zbog strukturalnih ograničenja; a prekogranična zagušenja odlučuju o cenama širom regiona.