Jugoistočnoevropsko tržište električne energije ušlo je u petak sa jasnom podelom između tesno povezanog tržišnog područja Mađarske, Rumunije, Slovenije i Hrvatske i jeftinijih tržišta južnog Balkana. Glavni pokretač bio je pogoršan izgled raspoloživosti nuklearne elektrane Paks u Mađarskoj, gde su izuzetno niski nivoi Dunava povećali mogućnost potpunog obustavljanja rada postrojenja. Rizik od smanjenja ponude odrazio se na spot cene, prekogranične tokove električne energije i terminska tržišta, a najizraženija reakcija zabeležena je na mađarskoj nedeljnoj krivoj.
Mađarska day-ahead cena električne energije dostigla je €157,81/MWh, što predstavlja rast od €25,70/MWh u odnosu na četvrtak. Rumunija je sledila sa €155,33/MWh, dok su Slovenija i Hrvatska zabeležile cene od €157,65/MWh i €156,49/MWh. Četiri tržišta praktično su se izjednačila u rasponu od nešto više od €2/MWh, što pokazuje da su regionalno formiranje cena određivali isti faktori: ograničena ponuda u Mađarskoj, povećana potreba za uvozom i skuplja zamenska proizvodnja iz termoelektrana.
Nemačka je takođe zabeležila rast na €148,59/MWh, ali je Mađarska zadržala premiju od €9,22/MWh. Austrija je dostigla €155,61/MWh, svega €2,20/MWh manje od HUPX-a. Relativno male razlike prema zapadnoevropskim tržištima ukazuju da je Mađarska i dalje snažno povezana sa centralnoevropskim tržištem električne energije, iako je pad domaće proizvodnje primorao zemlju da apsorbuje znatno veće količine uvozne električne energije.
Prosečna domaća proizvodnja električne energije u Mađarskoj trebalo bi da padne na 2.667 MW, sa 3.209 MW prethodnog dana i više od 20% ispod nivoa zabeleženog u ponedeljak. Istovremeno, potrošnja električne energije porasla je na 4.871 MW, čime je potreba za neto uvozom povećana na približno 2.203 MW, u poređenju sa 1.599 MW dan ranije. Zavisnost od uvoza bila je posebno izražena tokom perioda van vršnog opterećenja, kada je prosečni deficit dostizao 3.285 MW.
Osnovna ranjivost sistema bila je vidljiva već u četvrtkovom proizvodnom miksu električne energije. Proizvodnja iz Paksa pala je na prosečnih svega 961 MW, u poređenju sa približno 1.830–1.850 MW tokom prethodnog vikenda. Nuklearna energija činila je oko 31% mađarske proizvodnje 30. jula, dok su solarne elektrane učestvovale sa 51%. Ovakva struktura ostavlja sistem posebno izloženim nakon zalaska sunca, kada solarna proizvodnja nestaje, dok potrošnja za klimatizaciju i večernje opterećenje ostaju visoki. Istovremeno, smanjena raspoloživost nuklearne energije uklanja stabilan bazni izvor koji obično podržava prelazak ka večernjem vršnom opterećenju.
Satni profil na HUPX berzi električne energije odražavao je ove uslove. Dnevni minimum ostao je neuobičajeno visok i iznosio je €83,30/MWh tokom 16. sata, dok je večernji maksimum dostigao €268,60/MWh tokom 20. sata. Prosečna cena u vršnim satima bila je €136,00/MWh, dok je vanvršna cena dostigla €179,60/MWh. Neobična premija vanvršnog perioda posledica je uključivanja skupih večernjih i noćnih sati, dok je jaka solarna proizvodnja nastavila da obara cene tokom dana. Ovaj obrazac dodatno povećava značaj baterijskih sistema za skladištenje energije, fleksibilne proizvodnje i hidrobalansiranja.
Rumunija je zabeležila gotovo identičan razvoj cena, pri čemu je OPCOM day-ahead tržište poraslo za €25,20/MWh na €155,33/MWh. Cene su se kretale od €83,30/MWh do €271,20/MWh tokom večernjeg vrha. Neto pozicija Rumunije pogoršala se sa uvoza od 376 MW na 480 MW, uprkos blagom povećanju domaće proizvodnje na 5.228 MW. Potrošnja električne energije porasla je na 5.708 MW.
Prekogranični tokovi potvrđuju ulogu Rumunije u pokrivanju manjka električne energije u Mađarskoj. Prosečan izvoz iz Rumunije ka Mađarskoj povećan je na 1.605 MW, dok je tokom vršnih sati dostizao 2.301 MW. Istovremeno, Rumunija je uvozila oko 2.088 MW iz Bugarske, praktično prenoseći bugarski višak električne energije prema severu, ka području sa deficitom u Mađarskoj. Pravac Bugarska–Rumunija–Mađarska postao je jedan od najvažnijih regionalnih trgovačkih pravaca.
Bugarska je povećala proizvodnju električne energije sa 4.516 MW na 5.242 MW, omogućavajući rast neto izvoza na 1.379 MW uprkos većoj domaćoj potrošnji. Potražnja je porasla za 531 MW na 3.863 MW, dok je izvoz prema Rumuniji prosečno iznosio 2.088 MW, a prema Srbiji oko 297 MW. Ovi tokovi delimično su nadoknađeni uvozom od približno 1.101 MW iz Grčke.
Uprkos većem izvozu, bugarsko tržište IBEX ostalo je ispod severnog regionalnog klastera i zaključeno je na €124,75/MWh. Bugarska je trgovala sa diskontom od €33,06/MWh u odnosu na HUPX, dok su se cene kretale između €40/MWh i €180,70/MWh. Širi raspon pokazuje da su raspoloživost obnovljivih izvora i ograničenja u prenosnoj mreži i dalje sprečavali potpunu konvergenciju cena sa Rumunijom i Mađarskom.
Srbija je ostala među jeftinijim tržištima električne energije u regionu uprkos povećanju potražnje. Cena na SEEPEX day-ahead tržištu porasla je za €8,30/MWh na €113,07/MWh, zadržavajući značajan diskont od €44,74/MWh u odnosu na Mađarsku. Potrošnja električne energije u Srbiji povećana je za 327 MW, odnosno oko 9%, na 3.940 MW. Prognozirana proizvodnja porasla je sa 3.053 MW na 3.400 MW, čime je potreba za neto uvozom blago smanjena sa 560 MW na 540 MW.
Zavisnost Srbije od uvoza ostala je koncentrisana tokom vršnih sati. Neto uvoz prosečno je iznosio 906 MW u periodima visokog opterećenja, dok je van vršnih sati bio svega 174 MW. Najveći planirani prilivi dolazili su iz Severne Makedonije (374 MW), Bugarske (297 MW), Mađarske (115 MW) i Bosne i Hercegovine (41 MW). Srbija je istovremeno izvozila električnu energiju prema Crnoj Gori i Hrvatskoj, sa prosečnim tokovima od 121 MW i 105 MW.
Dnevni minimum na SEEPEX-u dostigao je €60,10/MWh tokom 13. sata, dok je večernji maksimum porastao na €250,10/MWh tokom 20. sata. Relativno niska prosečna dnevna cena zato prikriva značajnu unutardnevnu volatilnost. Srbija je prosečno trgovala više od €44/MWh ispod Mađarske, ali su večernje cene u uslovima nestašice dostigle nivoe zabeležene u Mađarskoj, Rumuniji i Crnoj Gori. To dodatno povećava vrednost kratkoročnog skladištenja energije, hidro fleksibilnosti i intradnevnog hedžinga.
Južna balkanska tržišta ostala su strukturno jeftinija. Grčka je pala za €2,60/MWh na €89,96/MWh, stvarajući rekordni dnevni diskont od €67,85/MWh u odnosu na HUPX. Grčka proizvodnja povećana je na 9.008 MW, premašujući potrošnju od 7.222 MW i omogućavajući neto izvoz od 1.787 MW. Grčka je izvezla približno 1.101 MW prema Bugarskoj, 469 MW prema Severnoj Makedoniji i 200 MW prema Albaniji.
Na HENEX tržištu zabeležen je sat sa cenom od nula evra tokom 16. sata, dok je dnevni maksimum iznosio svega €154,80/MWh. Snažna dnevna proizvodnja iz obnovljivih izvora i visoki izvozni kapaciteti zadržali su Grčku među najjeftinijim tržištima, iako ograničeni kapaciteti interkonekcija nisu omogućili da višak u potpunosti ublaži pritisak na Mađarsku i centralni deo jugoistočne Evrope.
Albanija je krenula suprotnim smerom, uz rast cene od €70,10/MWh na €158,09/MWh, nakon što je dan ranije bila na samo €87,99/MWh. Crna Gora je pala za €5,30/MWh na €146,43/MWh, ali su vanvršne cene ostale visoke na €181,20/MWh, uz maksimum od €250/MWh tokom 21. sata. Potrošnja u Crnoj Gori porasla je na 461 MW, dok je proizvodnja dostigla svega 326 MW, ostavljajući zemlju sa neto uvozom od 135 MW.
Severna Makedonija ostala je drugo najjeftinije tržište nakon Grčke, sa padom cene od €12,40/MWh na €105,31/MWh. Njena bilansna pozicija poboljšala se do skromnog izvoznog viška od 18 MW, ali su komercijalni tokovi nastavili da potvrđuju njenu ulogu regionalnog tranzitnog tržišta između Bugarske, Grčke, Kosova i Srbije.
Ukupni sistem Srbije, jugoistočne Evrope i Mađarske potrošio je 33.397 MW, što predstavlja povećanje od 1.129 MW, odnosno oko 3,5% u odnosu na četvrtak. Prognozirana proizvodnja iznosila je 32.080 MW, ostavljajući neto uvoz od 1.317 MW. Uvoz iz Austrije i Slovačke prema Mađarskoj i Sloveniji prosečno je iznosio 1.858 MW, dok je izvoz iz jugoistočne Evrope prema Italiji pao na 765 MW. Smanjeni izvoz prema Italiji pomogao je da više električne energije ostane u regionu, iako je Italija zabeležila najvišu nacionalnu dnevnu cenu od €186,23/MWh.
Potvrđeni podaci o proizvodnji iz četvrtka pokazuju promene u strukturi ponude koje su uticale na petkove cene. Regionalna proizvodnja iz vetra povećana je za 746 MW na 3.191 MW, dok je nuklearna proizvodnja pala za 323 MW na 4.143 MW. Solarna proizvodnja smanjena je za 376 MW na 7.331 MW, proizvodnja iz uglja povećana je za 355 MW na 5.821 MW, dok je proizvodnja iz gasa blago pala na 4.597 MW. Objavljena prognoza obnovljivih izvora za 31. jul sadržala je grešku u tabeli, zbog čega su ukupni bilansi i proizvodnja po državama upotrebljivi, ali detaljna raspodela po tehnologijama ne treba da se smatra potpuno potvrđenom.
Terminsko tržište električne energije pokazalo je znatno snažniji signal rizika nego spot tržište. Mađarska cena za 32. nedelju skočila je za €70/MWh u jednoj sesiji na €282/MWh, stvarajući premiju od €155/MWh u odnosu na Nemačku i €105,50/MWh prema Italiji. Cena za 33. nedelju povećana je na €184,50/MWh, dok je avgustovski proizvod za Mađarsku dostigao isti nivo, uz dnevni rast od €20,50/MWh.
Nasuprot tome, nemački proizvod za 32. nedelju pao je na €127/MWh, dok je italijanski iznosio €176,50/MWh. Ekstremna mađarska premija zato predstavlja specifičan regionalni rizik adekvatnosti sistema i dostupnosti nuklearnih kapaciteta, a ne širi rast evropskog tržišta električne energije.
Cena gasa na CEGH tržištu porasla je na €61,44/MWh, dok su EU emisijske dozvole pale na €81,29/tCO₂. Pri tim nivoima, efikasna gasna elektrana suočava se sa procenjenim varijabilnim troškom proizvodnje od oko €140–145/MWh pre operativnih i balansnih troškova. Bazna cena na HUPX-u od €157,81/MWh pruža pozitivan, ali ograničen prostor za efikasne kombinovane gasne elektrane, dok večernje cene iznad €260/MWh snažno nagrađuju fleksibilne termo kapacitete, skladištenje i hidroenergiju.
Dalji razvoj tržišta zavisiće prvenstveno od raspoloživosti nuklearne elektrane Paks i ograničenja povezanih sa temperaturom Dunava i sistemom hlađenja. Očekuje se rast temperatura tokom vikenda i početkom naredne nedelje, uz prelazak Mađarske iznad 30°C, dok je protok Dunava na relevantnoj lokaciji iznosio približno 4.692 kubna metra u sekundi. Produžena ograničenja rada nuklearnih kapaciteta zadržaće visoku potrebu Mađarske za uvozom, podržati izvozne tokove Rumunije i Bugarske prema severu i održati visoke večernje premije na povezanim tržištima jugoistočne Evrope. Srbija će verovatno ostati cenovno konkurentnija ukoliko domaća proizvodnja iz uglja i hidroelektrana ostane stabilna, ali približavanje cena tokom večernjih sati pokazuje da ni srpsko tržište nije izolovano od regionalnih nestašica.
