Tržište električne energije jugoistočne Evrope zaoštrava se nakon zalaska sunca dok solarna proizvodnja menja formiranje cena

[[PRRS_LINK_1]] jugoistočne Evrope ostalo je podeljeno između dve potpuno različite cenovne dinamike 5. avgusta 2026. godine. Snažna proizvodnja iz solarnih elektrana spustila je cene na nekoliko tržišta tokom podnevnih sati, ali su se uslovi u elektroenergetskom sistemu naglo zaoštrili nakon zalaska sunca, što je dovelo do večernjih cena od čak 411,04 evra/MWh u Srbiji. Ova volatilnost ukazuje na strukturnu promenu u regionalnom elektroenergetskom tržištu, gde dnevni proseci cena sve manje odražavaju stvarne rizike u snabdevanju, jer se najkritičniji periodi pomeraju sa tradicionalnih dnevnih vršnih sati na večernje sate kada solarna proizvodnja nestaje, a fleksibilni kapaciteti postaju ograničeni.

Ukupna potrošnja električne energije u regionu povećana je za približno 714 MW, odnosno 2,1 odsto, na 34,39 GW. Proizvodnja je porasla za samo 328 MW, odnosno 1 odsto, na 32,58 GW. Kao rezultat toga, zajednički regionalni deficit električne energije povećao se sa oko 1,43 GW na 1,82 GW.

Pogoršanje energetskog bilansa dogodilo se uprkos nižim cenama električne energije na dan-unapred tržištu u nekoliko zemalja, uključujući Mađarsku, Rumuniju, Hrvatsku i Sloveniju. Pad dnevnih prosečnih cena nije odražavao značajno poboljšanje fizičkog balansa regiona, već je uglavnom bio posledica nižih cena tokom sati intenzivne solarne proizvodnje i slabijih večernjih pikova u poređenju sa prethodnom izuzetno skupom trgovačkom sesijom.

Mađarsko HUPX tržište električne energije za dan unapred završilo je trgovanje sa prosečnom cenom od 176,27 evra/MWh, što je pad od 5,7 odsto u odnosu na 186,90 evra/MWh prethodnog dana. Cene su se kretale od 73,73 evra/MWh tokom 12. sata do 338,35 evra/MWh tokom 20. sata. Iako je maksimalna cena bila znatno niža od utorka kada je dostigla 418,88 evra/MWh, Mađarska je i dalje ostala među najskupljim veleprodajnim tržištima električne energije u Evropi.

Zavisnost Mađarske od uvoza povećana je uprkos nižoj potrošnji. Prosečna potrošnja električne energije u zemlji smanjena je za 5,8 odsto na 4,95 GW, dok je domaća proizvodnja pala znatno više, za 16,4 odsto na 2,66 GW. Kao rezultat toga, prosečna potreba Mađarske za uvozom povećana je sa 2,07 GW na 2,29 GW, što odgovara približno 46 odsto ukupne potrošnje.

Mađarska je ostala snažno povezana sa susednim tržištima, posebno sa Slovačkom, Austrijom i Rumunijom. Planirani tokovi električne energije iz Slovačke ka Mađarskoj iznosili su u proseku oko 1,19 GW, u poređenju sa 993 MW tokom prethodne sesije, dok su tokovi iz Austrije prema Mađarskoj povećani sa 633 MW na 842 MW. Tokovi iz Rumunije bili su znatno nestabilniji, sa prosekom od oko 432 MW prema Mađarskoj, u poređenju sa prethodnih 888 MW, uz značajne promene smera tokom pojedinačnih sati.

Rumunsko OPCOM tržište ostalo je gotovo potpuno usklađeno sa Mađarskom. Prosečna bazna cena u Rumuniji iznosila je 177,07 evra/MWh, samo 0,80 evra/MWh više od HUPX-a, nakon dnevnog pada od 5,9 odsto. Satne cene kretale su se od 73,12 evra/MWh tokom podneva do 342,12 evra/MWh tokom 20. sata.

Potrošnja električne energije u Rumuniji povećana je za 3,6 odsto na 6,06 GW, dok je domaća proizvodnja ostala gotovo nepromenjena na 5,49 GW. Prosečna potreba zemlje za uvozom povećana je sa 381 MW na približno 574 MW, odnosno za više od 50 odsto. Iako su Rumunija i Mađarska ostale snažno povezane kroz cenovne signale, Rumunija nije mogla da pruži isti nivo neto podrške Mađarskoj kao prethodnog dana.

Srbija je zabeležila suprotan trend, sa rastom prosečne bazne cene na SEEPEX-u od 1,2 odsto, na 176,73 evra/MWh. Dnevni prosek postavio je Srbiju gotovo u isti nivo sa Mađarskom i Rumunijom, ali je istovremeno prikrio znatno veću unutardnevnu volatilnost.

Cena na SEEPEX-u pala je na 69,95 evra/MWh tokom 11. sata, pre nego što je dostigla 411,04 evra/MWh tokom 20. sata, što je bila najviša satna cena među analiziranim tržištima. Rezultujuća razlika između najniže i najviše cene tokom dana premašila je 341 evro/MWh. Premija u odnosu na Mađarsku tokom 20. sata dostigla je gotovo 73 evra/MWh, što ukazuje na posebno zategnutu situaciju u Srbiji nakon pada solarne proizvodnje i ograničenog pristupa dodatnom uvozu.

Uprkos večernjoj nestašici fleksibilnosti, ukupni elektroenergetski bilans Srbije se poboljšao. Prosečna potrošnja povećana je za 4,2 odsto na 4,15 GW, dok je domaća proizvodnja porasla za 6,7 odsto na 3,73 GW. Prosečna potreba za uvozom smanjena je sa 494 MW na 425 MW, što pokazuje da je veća domaća proizvodnja smanjila dnevni deficit, ali nije bila dovoljna da spreči formiranje visokih cena tokom večernjeg prelaza nakon pada solarne proizvodnje.

Granica između Srbije i Mađarske ostaje jedno od ključnih ograničenja regionalnog tržišta. Za period od 1. do 28. avgusta, podaci o mesečnim alokacijama pokazuju da nema značajnih dodatnih kapaciteta za prenos iz Srbije ka Mađarskoj iznad već dodeljenih prava, dok je dostupno samo 28 MW dodatnog kapaciteta iz Mađarske prema Srbiji. Veći kapaciteti od 600 MW prema severu i 528 MW prema jugu biće dostupni tek od 29. do 31. avgusta.

Ovakva konfiguracija ograničava mogućnost trgovaca da iskoriste velike satne razlike između SEEPEX-a i HUPX-a. Srbija zbog toga mora više da se oslanja na druge prekogranične veze sa Rumunijom, Bugarskom, Bosnom i Hercegovinom, Severnom Makedonijom, Hrvatskom i Crnom Gorom.

Avgustovske alokacije obezbeđuju približno 605 MW kapaciteta iz Rumunije, 350 MW iz Bosne i Hercegovine, 350 MW iz Severne Makedonije, 250 MW iz Bugarske, 155 MW iz Hrvatske i 100 MW iz Crne Gore. Rumunski prenosni kapacitet bio je relativno povoljan, sa cenom od oko 0,67 evra/MWh, dok je kapacitet iz Bugarske dostigao približno 6,95 evra/MWh.

Rastući značaj solarne proizvodnje menja tradicionalno razumevanje strukture cena električne energije. Širom regiona, klasični dnevni vršni periodi sve češće postaju najjeftiniji sati, dok večernji periodi nose najveću premiju zbog nedostatka fleksibilnih izvora.

U Mađarskoj je prosečna cena vršnog proizvoda iznosila 144,96 evra/MWh, dok je cena van vršnog opterećenja dostigla 207,58 evra/MWh. U Srbiji je prosečna SEEPEX vršna cena bila 148,01 evro/MWh, u poređenju sa 205,45 evra/MWh za off-peak proizvod.

Tradicionalna podela na bazni, vršni i vanvršni proizvod zato postaje sve manje precizan pokazatelj tržišnog rizika. Najvredniji sati su sve češće između 18 i 21 čas, kada solarna proizvodnja nestaje, potrošnja ostaje visoka, a fleksibilni kapaciteti postaju ključni.

Hrvatska i Slovenija ostale su među najskupljim tržištima u regionu. CROPEX je pao za 6,7 odsto na 179,13 evra/MWh, dok je slovenački BSP smanjen za 7,6 odsto na 179,74 evra/MWh, što je najviši dnevni prosek u analiziranom skupu podataka.

Potrošnja u Hrvatskoj smanjena je za 9,9 odsto na 2,31 GW, čime je potreba za uvozom pala sa oko 1,17 GW na 959 MW. Ipak, Hrvatska je tokom 20. sata dostigla cenu od 326,37 evra/MWh, potvrđujući nastavak izloženosti večernjoj regionalnoj nestašici.

Potrošnja u Sloveniji povećana je na 1,46 GW, dok je proizvodnja blago smanjena na oko 1,32 GW, čime je prosečna potreba za uvozom povećana na 147 MW.

Bugarska je bila jedno od retkih velikih tržišta na kojem je cena porasla. IBEX dnevno tržište povećalo je prosečnu cenu za 5,9 odsto na 166,37 evra/MWh. Potrošnja električne energije porasla je za čak 16,5 odsto na 4 GW, dok je proizvodnja povećana za 8,7 odsto na 5,22 GW.

Bugarska je zadržala značajan izvozni višak, iako je on smanjen sa 1,37 GW na 1,22 GW jer je domaća potrošnja apsorbovala veći deo proizvodnje. Zemlja i dalje ostaje jedan od glavnih izvora viškova električne energije u regionu, ali rast domaće potrošnje smanjuje njenu sposobnost da stabilizuje susedna tržišta.

Grčka je ostala najjeftinije veliko tržište. HENEX tržište dan unapred imalo je prosečnu cenu od 151,59 evra/MWh, što je pad od 2,2 odsto u odnosu na prethodnu sesiju. Međutim, Grčka je zabeležila jedan od najvećih raspona cena tokom dana, od samo 6,26 evra/MWh u 11. satu do 289,33 evra/MWh u 20. satu.

Potrošnja u Grčkoj povećana je na 7,40 GW, dok je proizvodnja blago smanjena na 8,71 GW. Izvozni višak pao je sa 1,48 GW na 1,32 GW, ali je Grčka ostala jedan od najvećih izvoznika električne energije u regionu zajedno sa Bugarskom.

Grčka kriva cena jasno pokazuje uticaj solarne proizvodnje. Prosečna cena tokom klasičnih vršnih sati iznosila je samo 109,15 evra/MWh, dok je off-peak cena dostigla 194,03 evra/MWh, jer taj proizvod sada uključuje skupe večernje i noćne sate.

Rastuća razlika između podnevnih i večernjih cena povećava komercijalnu vrednost baterijskih sistema za skladištenje energije (BESS), fleksibilnih hidroelektrana, gasnih elektrana i upravljanja potrošnjom (demand response). Unutardnevne razlike premašile su 260 evra/MWh u Mađarskoj i Rumuniji, 283 evra/MWh u Grčkoj i 341 evro/MWh u Srbiji.

Baterijski sistemi koji mogu da se pune tokom perioda visoke solarne proizvodnje i niskih cena, a da isporučuju energiju tokom večernjih sati nestašice, mogli bi da ostvare značajnu tržišnu vrednost, iako ostaju važni faktori poput gubitaka efikasnosti, degradacije baterija i troškova mreže.

Za proizvođače iz obnovljivih izvora, dnevne bazne cene iznad 150 evra/MWh deluju atraktivno, ali satni profil tržišta stvara složeniju ekonomsku sliku. Solarne elektrane najveći deo proizvodnje ostvaruju tokom najjeftinijih sati, dok se najviše cene pojavljuju nakon prestanka proizvodnje. Zbog toga će se razlika između baznih cena i stvarne solarne ostvarene cene verovatno dodatno povećavati.

Vetroelektrane imaju drugačiji komercijalni profil, jer njihova proizvodnja nije toliko koncentrisana tokom jeftinih podnevnih sati i može bolje da učestvuje u večernjim i noćnim cenama kada vremenski uslovi to omogućavaju. Zbog toga vrednost energije vetra u sistemu ostaje drugačija od solarne energije, čak i kada se oba izvora posmatraju u okviru šire politike razvoja obnovljivih izvora.

Industrijski potrošači suočavaju se sa suprotnim izazovom. Standardni bazni ugovori mogu smanjiti prosečan trošak energije, ali ostavljaju kupce izložene najskupljim večernjim satima, posebno kada potrošnja traje nakon zalaska sunca. Buduće strategije zaštite od cenovnog rizika moraće sve više da razlikuju solarne sate, večernje prelaze i noćnu potrošnju, umesto oslanjanja samo na tradicionalne bazne i vršne proizvode.

Tržište električne energije jugoistočne Evrope više se ne može posmatrati samo kroz podelu na zemlje sa viškom proizvodnje i zemlje koje zavise od uvoza. Bugarska i Grčka imaju dnevne viškove električne energije, ali njihova sposobnost da podrže Srbiju, Mađarsku, Hrvatsku i Crnu Goru zavisi od toga da li je prenosni kapacitet dostupan upravo u trenucima kada se pojavljuje nestašica.

Rastuća premija u odnosu na Nemačku, trajne razlike na terminskom tržištu i ponovljeni večernji skokovi cena pokazuju da fleksibilnost mreže, prekogranični kapaciteti i skladištenje energije postaju jednako važni kao i sama proizvodnja električne energije. Izazov regiona više nije samo proizvodnja dovoljne količine energije, već sposobnost da se fleksibilni resursi i prekogranične veze aktiviraju upravo onda kada je tržištu najpotrebnija električna energija.