Tržišni pregled 4/8: Večernja oskudica povećava razlike u cenama električne energije u JIE dok se Mađarska i Rumunija suočavaju sa pritiskom na snabdevanje

[[PRRS_LINK_1]] u jugoistočnoj Evropi ušlo je u utorak sa već poznatim letnjim disbalansom: snažna solarna proizvodnja tokom podnevnih sati, ograničena raspoloživost termo i nuklearnih kapaciteta van perioda solarne proizvodnje, slaba hidrološka situacija i sve skuplji večernji period povećane potražnje. Rezultat nije bio jedinstven regionalni rast cena, već fragmentisano tržište na kojem su Slovenija, Italija, Hrvatska i Rumunija zabeležile najviše bazne cene električne energije, dok su Grčka, Bugarska, Albanija i Crna Gora ostale značajno jeftinije.

Tržišna struktura pokazala je rastući izazov za elektroenergetske sisteme regiona. Povećanje udela solarnih elektrana stvara periode obilne proizvodnje tokom dnevnih sati, ali ograničeni kapaciteti kojima se može upravljati, nedovoljni skladišni kapaciteti i smanjena hidro fleksibilnost ostavljaju tržišta izložena tokom večernjeg prelaza, kada solarna proizvodnja naglo nestaje.

Cena bazne električne energije na mađarskom HUPX tržištu povećana je za 8,30 evra/MWh, na 186,90 evra/MWh, što predstavlja dnevni rast od 4,6%. Rumunija je završila dan na nešto višem nivou od 188,24 evra/MWh, dok je Slovenija zabeležila najvišu direktno posmatranu cenu u jugoistočnoj Evropi od 194,61 evra/MWh. Hrvatska je sledila sa 191,92 evra/MWh, dok je italijansko nacionalno tržište dostiglo 194,94 evra/MWh.

Južna tržišta ostala su značajno povoljnija. Grčka je trgovala na nivou od 155,03 evra/MWh, Bugarska na 157,03 evra/MWh, Albanija na 153,56 evra/MWh, a Crna Gora na 159,55 evra/MWh. Severna Makedonija je porasla na 165,43 evra/MWh, dok je Srbija ostala približno u sredini regionalne krive sa cenom od 174,64 evra/MWh.

Razlika između najskupljeg i najjeftinijeg velikog tržišta jugoistočne Evrope dostigla je 41,05 evra/MWh, mereno između Slovenije i Albanije. Kada se uključe Nemačka i Italija, raspon se proširio na 45,15 evra/MWh. Ova razlika je značajna jer pokazuje da raspoloživi prekogranični kapaciteti prenosa nisu bili dovoljni da u potpunosti izjednače vrednost električne energije tokom perioda večernje oskudice.

Dnevne bazne cene, međutim, ne prikazuju u potpunosti ozbiljnost satnog disbalansa. HUPX je dostigao minimum od 76,50 evra/MWh u H14, kada je solarna proizvodnja bila najviša, pre nego što je snažno porastao na 418,90 evra/MWh u H20. Rumunija je pratila sličan obrazac, sa cenom od 433,90 evra/MWh u H20, dok je Slovenija zabeležila najizraženiji večernji skok, sa maksimumom od 507,60 evra/MWh.

Hrvatska je dostigla 478,80 evra/MWh, dok je Srbija tokom istog večernjeg perioda povećane potražnje dostigla 496,80 evra/MWh. Poređenja radi, Nemačka je imala maksimum od 240 evra/MWh, Austrija 245,40 evra/MWh, a italijansko nacionalno tržište 267,40 evra/MWh. Razlika pokazuje da je najveći pritisak bio koncentrisan duž pravca Mađarska–Rumunija–Zapadni Balkan, gde je fleksibilna ponuda bila ograničenija.

Tržišni događaj stoga nije predstavljao opštu nestašicu tokom svih sati isporuke, već kratkotrajni period oskudice koncentrisan oko H20. On je nagradio fleksibilne resurse sposobne da reaguju tokom večernjeg prelaza, uključujući gasne elektrane, reverzibilne hidroelektrane, baterijska skladišta i fleksibilnu potrošnju, dok su tradicionalni proseci baznih cena postali sve slabiji pokazatelj stvarnih troškova za potrošače čija je potrošnja koncentrisana nakon zalaska sunca.

Regionalna potrošnja električne energije prognozirana je na prosečnih 34.191 MW, što predstavlja povećanje od 1.445 MW, odnosno 4,4%, u odnosu na ponedeljak. Rast temperature dodatno je uticao na veću potrošnju, pri čemu je prosečna temperatura u regionu porasla za gotovo 1°C, dok se za Grčku očekivao prosek od 28,6°C.

Potrošnja u Mađarskoj ostala je relativno stabilna na nivou od 5.023 MW, ali je tražnja povećana na nekoliko većih tržišta jugoistočne Evrope, uključujući Rumuniju sa 5.923 MW, Grčku sa 7.251 MW, Srbiju sa 4.030 MW i Hrvatsku sa 2.589 MW. Kombinacija veće potrošnje, slabe hidrološke situacije i ograničene fleksibilne proizvodnje nastavila je da povećava pritisak na regionalni balans električne energije.

Procenjena regionalna proizvodnja električne energije povećana je na 32.604 MW, što je približno 5,2% više nego u ponedeljak, omogućavajući smanjenje neto uvoza sa 1.740 MW na 1.587 MW uprkos većoj potrošnji. Ipak, uvoz je i dalje pokrivao oko 4,6% ukupne regionalne tražnje, što pokazuje da je region ostao zavisan od spoljnog snabdevanja tokom perioda pojačanog opterećenja sistema.

Regionalni prosek, međutim, prikriva velike razlike između pojedinačnih tržišta. Mađarska je ostala najveći strukturni uvoznik, sa prosečnim uvozom od 2.269 MW, što odgovara približno 45% domaće potrošnje. Hrvatska je uvozila 1.197 MW, odnosno više od 46% potražnje, dok je Srbija imala deficit od 496 MW. Rumunija je uvozila 437 MW, Crna Gora 305 MW, Slovenija 84 MW, a Kosovo 142 MW.

Crna Gora je imala najveći relativni deficit snabdevanja, jer je uvoz pokrivao gotovo 62% prognozirane potrošnje. Domaća proizvodnja procenjena je na svega 187 MW, dok je potrošnja iznosila 492 MW. Pad cene na crnogorskom BELEN tržištu dan unapred od 36,60 evra/MWh, na 159,55 evra/MWh, zato nije odražavao poboljšanje domaće proizvodnje. Cena je bila posledica raspoloživosti i troškova uvoza iz okruženja, posebno iz Bosne i Hercegovine, Srbije, Albanije i preko italijanskog interkonektora.

Na strani izvoza, Bugarska i Grčka ostale su glavni energetski oslonci jugoistočne Evrope. Bugarska je trebalo da izveze 1.425 MW, što odgovara više od 36% domaće potrošnje, dok je neto izvoz Grčke dostigao 1.506 MW, odnosno približno 21% njene tražnje. Bosna i Hercegovina izvozila je 245 MW, Severna Makedonija 157 MW, dok je Albanija imala samo marginalan izvozni saldo od 10 MW.

Tokovi električne energije formirali su dva glavna regionalna pravca snabdevanja. Severni uvoz iz Austrije i Slovačke prema Mađarskoj i Sloveniji iznosio je prosečno 2.475 MW, što je oko 7,4% manje nego u ponedeljak. Istovremeno, Bugarska je prema Rumuniji usmeravala približno 1.536 MW, a prema Srbiji 366 MW.

Grčka je nastavila da podržava susedna tržišta, izvozeći 456 MW prema Bugarskoj, 433 MW prema Severnoj Makedoniji, 157 MW prema Albaniji i punih planiranih 500 MW prema Italiji. Ovi tokovi potvrđuju rastući značaj regionalne povezanosti elektroenergetskih sistema u uslovima neujednačene proizvodnje.

Rumunija je funkcionisala istovremeno kao tržište sa deficitom i tranzitna zona. Dok je uvozila električnu energiju iz Bugarske, istovremeno je izvozila 953 MW prema Mađarskoj i 237 MW prema Moldaviji. Ukupna pozicija Rumunije bila je prosečan neto uvoz od 437 MW, ali se smer tokova značajno menjao tokom dana.

Tokom perioda vršnog opterećenja Rumunija je prešla u poziciju neto izvoznika od 109 MW, dok je tokom perioda niže potrošnje uvozila gotovo 984 MW. Promena pravca tokova bila je posledica međudelovanja rumunske solarne proizvodnje, bugarskog izvoza i zategnutih uslova na mađarskom tržištu.

Tradicionalna razlika između perioda vršnog opterećenja i perioda niže potrošnje postaje sve manje korisna u aktuelnoj letnjoj tržišnoj strukturi. Prosečan uvoz električne energije u Mađarskoj iznosio je 2.269 MW, ali je tokom sati van vršnog opterećenja povećan na 3.096 MW, u poređenju sa 1.441 MW tokom perioda pika.

Ovakav obrazac predstavlja značajnu promenu koju je donela solarna proizvodnja. U savremenom tržišnom okruženju termin „van vršnog opterećenja“ više ne znači nužno i manji pritisak na sistem, jer sati nakon zalaska sunca često kombinuju nagli pad solarne proizvodnje sa rastom potrošnje domaćinstava i komercijalnih korisnika.

Struktura proizvodnje jasno objašnjava formiranje cena. Regionalna proizvodnja iz termoelektrana na ugalj povećana je za 1.235 MW, na 7.034 MW, dok je proizvodnja iz gasnih elektrana porasla za 766 MW, na 5.408 MW. Hidroproizvodnja je povećana za 778 MW, na 5.451 MW, ali je i dalje ostala ispod nivoa potrebnog za vraćanje uobičajene fleksibilnosti sistema.

Solarna proizvodnja povećana je na 7.471 MW, dok je proizvodnja iz vetroelektrana smanjena za 832 MW, na svega 1.747 MW. Nuklearna proizvodnja ostala je niska na nivou od 3.348 MW, ograničavajući dostupnost stabilnog niskougljeničnog baznog izvora tokom večernjeg prelaza.

Mađarska je ostala jedno od tržišta najizloženijih večernjoj oskudici električne energije. Nuklearna proizvodnja iznosila je prosečno samo 174 MW, dok je proizvodnja iz gasnih elektrana povećana na 942 MW. Solarne elektrane doprinosile su sa 1.422 MW, što je predstavljalo približno polovinu domaće proizvodnje tokom dnevnih sati, ali ta energija nije bila dostupna kada su cene dostizale najviše nivoe nakon zalaska sunca.

Zbog toga se Mađarska u velikoj meri oslanjala na uvoz iz Slovačke, Austrije i Rumunije, uz istovremeno održavanje manjih izvoznih tokova prema Hrvatskoj i susednim tržištima. Ova situacija pokazuje rastući značaj fleksibilnih kapaciteta kako se solarni kapaciteti šire brže nego sposobnost sistema da nadoknadi izgubljenu proizvodnju u večernjim satima.

Za utorak je regionalna solarna proizvodnja prognozirana na 8.700 MW, što predstavlja povećanje od 1.229 MW, odnosno 16,5%, dok se očekivala proizvodnja vetra od 1.842 MW, svega 95 MW više nego prethodnog dana. Solarne elektrane same su mogle da pokriju oko 25,4% prosečne regionalne potrošnje, ali koncentracija proizvodnje u podnevnim satima objašnjava zašto veća proizvodnja iz obnovljivih izvora nije sprečila večernje cene iznad 400 evra/MWh.

Snažna solarna prognoza podržala je regionalni minimum cena od približno 76,50 evra/MWh u H14 na tržištima Mađarske, Rumunije, Slovenije, Hrvatske, Austrije i Nemačke. Međutim, ista ta sinhronizovana solarna proizvodnja dodatno je pojačala večernji skok cena, jer je više tržišta istovremeno izgubilo obnovljivu proizvodnju nakon zalaska sunca.

Sistemi koji nisu mogli da obezbede dovoljno hidro, nuklearne, gasne proizvodnje ili prekograničnog uvoza tokom perioda H19-H21 zabeležili su najveći rast cena. Ovaj obrazac potvrđuje da će buduća vrednost elektroenergetskih sistema sve više zavisiti ne samo od instaliranih obnovljivih kapaciteta, već i od tehnologija koje omogućavaju premeštanje energije kroz različite sate dana.

Srbija predstavlja jasan primer razlike između niže prosečne cene i stvarne sigurnosti sistema. Bazna cena na tržištu SEEPEX smanjena je za 10,60 evra/MWh, na 174,64 evra/MWh, čime je Srbija bila 12,25 evra/MWh jeftinija od HUPX-a. Međutim, niža dnevna prosečna cena nije uklonila izloženost ekstremnoj satnoj volatilnosti.

Vršna cena u Srbiji ostala je gotovo nepromenjena na 158 evra/MWh, dok je maksimalna satna cena dostigla 496,80 evra/MWh. Veći deo dnevnog pada cena ostvaren je u periodu van vršnog opterećenja, gde je cena smanjena sa 210,90 evra/MWh na 191,30 evra/MWh.

Srbija je ostala neto uvoznik električne energije, sa prosečnim deficitom od 496 MW. Tokom perioda vršnog opterećenja, manjak se dodatno povećao na 797 MW, pri čemu je Bugarska isporučivala prosečno 366 MW, a Severna Makedonija 358 MW. Srbija je istovremeno izvozila manje količine električne energije prema Rumuniji, Crnoj Gori i Hrvatskoj.

Domaća proizvodnja ostala je snažno oslonjena na termoelektrane na lignit. Srpske termoelektrane na ugalj proizvele su 2.944 MW, što predstavlja približno 79% prijavljene domaće proizvodnje električne energije. Hidroproizvodnja se oporavila na 621 MW, u odnosu na 416 MW u nedelju, ali je i dalje bila znatno ispod nivoa fleksibilnosti koju uobičajeno pružaju hidroelektrane na Drini i Dunavu.

Proizvodnja iz vetroelektrana pala je na svega 110 MW, ostavljajući elektroenergetski sistem Srbije sve zavisnijim od raspoloživosti lignita, uvoza i regionalnih tržišnih uslova tokom najskupljih sati. Kombinacija niske hidroproizvodnje i visoke večernje potrošnje nastavlja da povećava izloženost sistema naglim promenama cena.

Popust na tržištu SEEPEX zato treba posmatrati kao posledicu lokacijske tržišne pozicije, a ne kao dokaz komfornog nivoa snabdevanja. Tržište koje može da dostigne prosečnu cenu od 174,64 evra/MWh i maksimalnu satnu cenu blizu 500 evra/MWh predstavlja značajan rizik za komunalne kompanije, industrijske potrošače i trgovce čiji profil potrošnje nije usklađen sa periodima nižih cena izazvanih solarnom proizvodnjom.

Hrvatska i Slovenija zabeležile su još izraženiju premiju zbog nedostatka fleksibilnosti. Cena na tržištu CROPEX povećana je za 12,70 evra/MWh, na 191,92 evra/MWh, dok je slovenački BSP porastao za 14,30 evra/MWh, na 194,61 evra/MWh.

Hrvatska je uvozila 1.197 MW električne energije, naspram domaće proizvodnje od 1.391 MW, oslanjajući se prvenstveno na isporuke iz Slovenije i Mađarske. Prosečan uvoz obuhvatio je oko 672 MW iz Slovenije i 424 MW iz Mađarske.

Slovenija je zadržala relativno uravnotežen dnevni bilans, ali je ipak izvozila približno 672 MW prema Hrvatskoj, dok je istovremeno uvozila oko 720 MW iz Austrije. Ovi tranzitni tokovi doprineli su večernjem pritisku na cene, pri čemu je Slovenija dostigla 507,60 evra/MWh, a Hrvatska 478,80 evra/MWh tokom perioda najveće oskudice.

Visoke večernje cene u Sloveniji i Hrvatskoj bile su posledica šireg regionalnog nedostatka fleksibilnih kapaciteta, a ne jednostavnog nedostatka ukupne količine električne energije. Obe zemlje ostale su povezane sa susednim tržištima, ali raspoloživi prekogranični kapaciteti nisu mogli u potpunosti da nadoknade istovremeni gubitak solarne proizvodnje i ograničenu dostupnost domaćih fleksibilnih izvora.

Južni deo jugoistočne Evrope izbegao je isti nivo pritiska na bazne cene jer su Grčka i Bugarska zadržale snažniju izvoznu sposobnost. Cena na grčkom HENEX tržištu dan unapred povećana je samo za 1,10 evra/MWh, na 155,03 evra/MWh, dok je bugarski IBEX pao za 1,10 evra/MWh, na 157,03 evra/MWh.

Oba tržišta dostigla su večernje maksimalne cene od približno 278 evra/MWh, što je bilo značajno ispod nivoa zabeleženih u Mađarskoj, Rumuniji, Srbiji, Hrvatskoj i Sloveniji.

Grčka je imala koristi od diverzifikovanog proizvodnog miksa, koji kombinuje solarnu, vetro, gasnu i hidroproizvodnju. Prosečna cena tokom vršnog perioda ostala je relativno niska, na nivou od 112,20 evra/MWh, zahvaljujući snažnoj proizvodnji iz obnovljivih izvora i raspoloživim termo kapacitetima.

Grčka proizvodnja u ponedeljak uključivala je približno 2.778 MW iz gasnih elektrana, 3.031 MW iz solarnih elektrana, 1.396 MW iz vetroelektrana i 792 MW iz hidroelektrana. Ovakva kombinacija omogućila je Grčkoj da zadrži izvozni kapacitet čak i tokom perioda zategnutih uslova na regionalnom tržištu.

Bugarska je nastavila da koristi prednost stabilne nuklearne proizvodnje, sa približno 1.890 MW raspoloživog nuklearnog kapaciteta, uz podršku termoelektrana na ugalj, solarnih elektrana i prekogranične trgovine. Izvozna pozicija Bugarske pomogla je u smanjenju pritiska na susedna tržišta, posebno Rumuniju i Srbiju.

Severna Makedonija zabeležila je snažniji rast cena, pri čemu je MEMO tržišna cena električne energije dan unapred povećana za 27,40 evra/MWh, na 165,43 evra/MWh. Rast je bio posledica povećanja cene u periodu vršnog opterećenja za 34,90 evra/MWh i intenzivnije izvozne aktivnosti.

Neto izvozna pozicija zemlje povećana je sa 43 MW na 157 MW, pri čemu su tokovi električne energije uglavnom bili usmereni prema Srbiji i Kosovu. Albanija je takođe zabeležila rast cene, pri čemu je tržište povećano za 17,50 evra/MWh, na 153,56 evra/MWh, ali je i dalje ostalo najjeftinije tržište u jugoistočnoj Evropi, uprkos povratku u marginalnu izvoznu poziciju.

Tržišta goriva pružila su ograničeno olakšanje. Iako su pojedini energenti pojeftinili, njihove vrednosti su i dalje bile dovoljno visoke da zadrže značajnu premiju termo proizvodnje širom regiona. Cena gasa na CEGH tržištu smanjena je za 1,40 evra/MWh, na 58,92 evra/MWh, dok je cena gasa u Grčkoj povećana na 53,99 evra/MWh.

Evropske dozvole za emisiju ugljen-dioksida blago su oslabile na 80,86 evra/t, dok je septembarski ugalj pao na 118 dolara/t, a septembarski gas trgovao se na nivou od približno 58,50 evra/MWh. Ove vrednosti nastavile su da utiču na ekonomiku rada gasnih i ugljenih elektrana, posebno tokom perioda kada proizvodnja iz obnovljivih izvora nije bila dovoljna.

Terminska tržišta električne energije pokazala su da trgovci trenutnu zategnutost tržišta posmatraju kao kratkoročan događaj, a ne kao trajnu promenu očekivanog odnosa ponude i potražnje. Terminske cene električne energije u Mađarskoj pale su duž cele krive, pri čemu je nedelja 33 smanjena za 12 evra/MWh, na 182,50 evra/MWh, dok je nedelja 34 pala na 159 evra/MWh, septembarski ugovori na 167 evra/MWh, a kalendarski ugovor za 2026. godinu na 122,50 evra/MWh.

Razlika od 23,50 evra/MWh između nedelje 33 i nedelje 34 pokazuje da tržište trenutni pritisak i dalje procenjuje kao kratkotrajan letnji period oskudice, a ne kao trajnu promenu strukture ponude i tražnje.

Premija HUPX tržišta u odnosu na Nemačku smanjena je za 13,40 evra/MWh, na 37,11 evra/MWh, uglavnom zbog toga što su nemačke bazne cene povećane za 21,70 evra/MWh, na 149,79 evra/MWh. Premija Mađarske u odnosu na Grčku povećana je na 31,86 evra/MWh, što odražava snažniji pritisak na severnom delu tržišta jugoistočne Evrope.

Terminski mađarsko-nemački rasponi cena ostali su povišeni, dostigavši 53,50 evra/MWh za nedelju 33, 34,50 evra/MWh za nedelju 34 i 34,50 evra/MWh za septembar. Ovi rasponi i dalje ukazuju na vrednost prekograničnih prenosnih kapaciteta između centralne i jugoistočne Evrope.

Neposredni tržišni signal ostaje koncentrisan na satni profil cena, a ne na smer kretanja prosečnih baznih cena. Snažna solarna prognoza i dalje podržava niže podnevne cene, ali ograničena nuklearna raspoloživost, slaba proizvodnja vetra i hidrološki zavisna hidroproizvodnja ostavljaju večernji period izložen naglim promenama cena.

Fleksibilni resursi kao što su gasne elektrane, reverzibilne hidroelektrane, baterijska skladišta i fleksibilna industrijska potrošnja dobijaju sve veću vrednost jer mogu precizno da reaguju tokom sati kada tržište beleži najveći disbalans.

Za industrijske potrošače, strategije zaštite od rizika zasnovane isključivo na baznim ugovorima možda više nisu dovoljne za zaštitu od kratkih perioda ekstremne volatilnosti cena. Tokom poslednjeg tržišnog događaja, satne cene približile su se nivou od 500 evra/MWh u Srbiji, Hrvatskoj i Sloveniji, stvarajući značajan rizik za kompanije čija je potrošnja električne energije koncentrisana nakon zalaska sunca.

Istovremeno, razlika između podnevnog minimuma izazvanog solarnom proizvodnjom i večernjeg maksimuma otvorila je značajne mogućnosti za fleksibilne tehnologije. Raspon je dostigao približno 342 evra/MWh u Mađarskoj, 357 evra/MWh u Rumuniji, 431 evro/MWh u Sloveniji i 427 evra/MWh u Srbiji, što potvrđuje rastuću ekonomsku vrednost skladištenja energije i brzoreagujuće proizvodnje.