Cena električne energije na mađarskom tržištu HUPX dostigla je 326,57 €/MWh za isporuku u utorak, što je gotovo 12% više nego prethodnog dana. Rast na tržištima jugoistočne Evrope usledio je uz prognozirani pad proizvodnje iz vetra i veću potrošnju, koji su povećali potrebe regiona za uvozom, dok su cene u Nemačkoj pale. Na srpskom tržištu cene električne energije na SEEPEX-u porasle su za 16,90 €/MWh, na 317,08 €/MWh.
Mađarska cena porasla je za 34,20 €/MWh, a crnogorska na BELEN-u za 18,50 €/MWh, na 294,77 €/MWh. Sva tri tržišta zabeležila su najviše dnevne proseke u sedmodnevnom periodu zaključno sa 20. oktobrom. U Nemačkoj je cena na tržištu za dan unapred pala za 12,80 €/MWh, na 195,66 €/MWh, pa je razlika u odnosu na Mađarsku povećana za 47 €/MWh, na 130,91 €/MWh. Uprkos većim planiranim tokovima električne energije ka regionu, mađarsko tržište i tržišta jugoistočne Evrope zadržali su znatno više cene od nemačkog referentnog tržišta.
Cena u Rumuniji dostigla je 307,24 €/MWh, u Severnoj Makedoniji 306,44 €/MWh, a u Bugarskoj 299,98 €/MWh. Zapadnije su cene bile niže: 271,33 €/MWh u Hrvatskoj i 260,99 €/MWh u Sloveniji. Grčka cena porasla je na 247,82 €/MWh, dok je Albanija odstupila od regionalnog trenda padom od oko 9,1%, na 255 €/MWh.
Pad proizvodnje iz vetra povećava potrebe za uvozom
Najveća promena u regionalnoj prognozi proizvodnje odnosila se na vetroelektrane. Prosečna proizvodnja iz vetra u Mađarskoj i jugoistočnoj Evropi prognozirana je na 1.067 MW, odnosno 1.847 MW ili približno 63% manje nego prethodnog dana. Očekivalo se da proizvodnja solarnih elektrana poraste za 411 MW, na 5.534 MW, čime bi bilo nadoknađeno manje od četvrtine izgubljene proizvodnje iz vetra.
Istovremeno je prognoziran rast prosečne potrošnje za 963 MW, odnosno 3,1%, na 31.849 MW. Zbog veće potrošnje i manje ukupne proizvodnje iz vetra i sunca, potrebe za drugim izvorima proizvodnje i uvozom povećane su za približno 2.399 MW. Potrošnja koju ne pokrivaju vetroelektrane i solarne elektrane porasla je sa 22.849 MW na 25.248 MW, ili za oko 10,5%. Sistemu, dakle, nije bila potrebna samo dodatna energija za rast potrošnje već i zamena za očekivani manjak proizvodnje iz vetra.
Planirani neto uvoz regiona povećan je za 571 MW, na 3.794 MW, što odgovara gotovo 12% prognozirane potrošnje. Uvoz preko veza sa Austrijom i Slovačkom porastao je za 173 MW, na 3.571 MW, a neto uvoz iz Italije za 305 MW, na 422 MW. Preostalom poboljšanju spoljnog bilansa doprinelo je smanjenje izvoza ka Ukrajini i Moldaviji za 93 MW. Podaci o potrošnji i planirani komercijalni tokovi za 20. oktobar odnose se na očekivani bilans na dan isporuke, dok su detaljni podaci o ostvarenoj proizvodnji po energentima dostupni zaključno sa 19. oktobrom.
Rumunija prelazi iz izvoza u znatan uvoz
Među većim nacionalnim tržištima, bilans Rumunije pretrpeo je najveće pogoršanje. Sa neto izvoza od 213 MW u ponedeljak prešla je na projektovani neto uvoz od 1.183 MW u utorak, što je promena od 1.396 MW. Prognozirana proizvodnja pala je sa 6.250 MW na 4.874 MW, dok je potrošnja porasla za svega 20 MW, na 6.057 MW. Promena je zato pre svega odraz slabijeg proizvodnog bilansa, a uvoz je trebalo da pokrije približno 19,5% rumunske potrošnje.
Planirane isporuke iz Mađarske u Rumuniju porasle su sa 406 MW na 1.030 MW, a iz Bugarske sa 72 MW na 643 MW. Rumunija je istovremeno smanjila planirani izvoz u Srbiju sa 278 MW na 168 MW. Regionalna prognoza proizvodnje iz vetra daje kontekst za slabiji rumunski bilans, ali raspoloživi podaci ne izdvajaju proizvodnju po energentima u Rumuniji za utorak dovoljno detaljno da bi se celokupan pad pripisao vetru.
Mađarska se tako suočila sa većom tražnjom za daljim isporukama, iako je i sama ostala zavisna od uvoza. Njen projektovani neto uvoz povećan je za 113 MW, na 1.549 MW, čime je pokriveno približno 31% prognozirane domaće potrošnje. Južnije je Grčka delimično ublažila manjak u regionu: njen projektovani neto izvozni višak porastao je sa 723 MW na 1.011 MW. Planirane isporuke ka Bugarskoj, Severnoj Makedoniji i Albaniji zajedno su dostigle 1.170 MW.
Ta dodatna ponuda sa juga pomogla je u pokrivanju regionalnih potreba, ali je razlika između mađarske i grčke cene ipak porasla na 78,75 €/MWh. Dnevni proseci i komercijalni rasporedi pokazuju da su tržišta ostala cenovno razdvojena. Na osnovu tih podataka, međutim, nije moguće utvrditi koja su pojedinačna ograničenja prenosne mreže bila presudna u određenim satima.
Manji deficit Srbije uz višu cenu na SEEPEX-u
Srpsko tržište pokazalo je da poboljšanje nacionalnog bilansa ne mora da prati pad veleprodajne cene. Projektovani neto uvoz smanjen je za 217 MW, na 1.009 MW, uz poboljšanje proizvodnog bilansa na 2.820 MW i samo umeren rast potrošnje, na 3.829 MW. Uvoz je ipak činio približno 26% očekivane potrošnje. Cena na SEEPEX-u porasla je za oko 5,6%, pa je Srbija ostala drugo najskuplje tržište u dnevnom poređenju, iza Mađarske.
Promenio se i cenovni odnos sa Mađarskom. U ponedeljak je električna energija u Srbiji bila oko 7,80 €/MWh skuplja nego u Mađarskoj. Za isporuku u utorak bila je 9,49 €/MWh jeftinija, pošto je rast mađarske cene bio veći.
Prema komercijalnim rasporedima, Srbija je primala električnu energiju sa više susednih tržišta, a istovremeno slala prosečno 601 MW ka Mađarskoj. Planirane isporuke u Srbiju iznosile su 421 MW iz Bosne i Hercegovine, 387 MW iz Bugarske, 355 MW iz Severne Makedonije i 209 MW iz Crne Gore. Takvi tokovi pokazuju ulogu Srbije u regionalnoj trgovini: neto uvoz na nivou zemlje može da postoji istovremeno sa znatnim izvozom preko pojedinačne granice. Domaće cene pritom ostaju izložene promenama na susednim tržištima.
Crna Gora je takođe imala domaće potrebe za uvozom uz veće prekogranične tokove. Njen projektovani neto uvoz porastao je na 42 MW, dok je planirani uvoz iz Italije povećan sa 316 MW na 399 MW. Istovremeno je zadržala planirane isporuke od 209 MW ka Srbiji, pa je interkonekcija sa Italijom tog dana doprinosila snabdevanju Crne Gore i širem regionalnom bilansu. Dnevni prosek na BELEN-u bio je 22,31 €/MWh niži nego u Srbiji, ali rast od približno 6,7% pokazuje da italijanske isporuke nisu izdvojile Crnu Goru iz opšteg regionalnog poskupljenja.
Satne cene odstupaju od dnevnih proseka
Dnevni proseci prikrili su velike razlike između sati isporuke. Najviša satna cena na mađarskom tržištu za dan unapred dostigla je 451 €/MWh, prema 396,60 €/MWh u ponedeljak. U Srbiji je maksimum porastao sa 404 €/MWh na 450 €/MWh, a u Crnoj Gori sa 360 €/MWh na 395 €/MWh.
U nekoliko zemalja standardni blok van vršnih sati bio je skuplji od vršnog bloka. U Mađarskoj je prosek van vršnih sati iznosio 347,80 €/MWh, naspram 305,40 €/MWh u vršnom bloku. Isti odnos zabeležen je u Srbiji, sa 326 €/MWh van vršnih sati i 308,20 €/MWh u vršnom bloku.
U Grčkoj je razlika bila još veća: 318,50 €/MWh van vršnih sati prema 177,20 €/MWh u standardnom vršnom bloku. Najniža satna cena iznosila je 32,90 €/MWh, a najviša 396,10 €/MWh. Takav raspored odgovara uticaju solarne proizvodnje, koja je ublažavala cene tokom dela dana, dok je energija van glavnih sati solarne proizvodnje ostala skupa. Relativno nizak grčki dnevni prosek zato ne znači da je električna energija bila jeftina tokom celog dana.
Albanija je pokazala koliko dnevni prosek može da se razlikuje od satnih cena. Iako joj je dnevna prosečna cena pala, najviša satna cena porasla je na 490 €/MWh, najviše među obuhvaćenim tržištima. Raspon satnih cena bio je od 100 €/MWh do 490 €/MWh. Za potrošače, snabdevače i investitore u skladištenje, profil isporuke je zato komercijalno važan: dnevni prosek može da prikrije i jeftinije periode rada i znatnu izloženost u pojedinačnim skupim satima.
Premije za bliže termine isporuke
Na terminskom tržištu mađarska električna energija takođe je ojačala u odnosu na nemačku, naročito za bliže termine isporuke. Prema poslednjim terminskim cenama od 19. oktobra, ugovor za 44. nedelju u Mađarskoj poskupeo je za 7,50 €/MWh, na 270 €/MWh. Odgovarajući nemački ugovor pojeftinio je za 10 €/MWh, na 174,50 €/MWh. Mađarska premija time je porasla za 17,50 €/MWh, na 95,50 €/MWh.
Mađarski ugovor za novembar porastao je za 3,50 €/MWh, na 250 €/MWh. Nemačka novembarska cena ostala je nepromenjena na 191,50 €/MWh, pa je razlika iznosila 58,50 €/MWh. Rast je bio koncentrisan na bliže periode isporuke: mađarska bazna cena za prvo tromesečje 2027. pala je za 1,50 €/MWh, na 222 €/MWh, dok je cena za kalendarsku 2027. ostala nepromenjena na 170 €/MWh. Terminska kriva tako je pokazivala izraženije prilagođavanje neposrednim uslovima snabdevanja nego dugoročnijim troškovima električne energije.
Cene goriva dodatno su uticale na trošak zamene nedostupne obnovljive proizvodnje. Austrijski CEGH gas kotiran je na 90,70 €/MWh, što je rast od 1,10 €/MWh, dok su dozvole za emisiju ugljen-dioksida u EU vredele oko 85,40 evra po toni. Pri tim nivoima, proizvodnja u gasnim elektranama koja nadoknađuje manjak iz obnovljivih izvora opterećena je znatnim troškovima goriva i emisija.
Raspoloživost nuklearnih kapaciteta u Rumuniji ostaje dodatni rizik za snabdevanje. Najnoviji podaci o proizvodnji nisu pokazivali nuklearnu proizvodnju u toj zemlji, dok je revidirani finansijski plan Nuclearelectrica polazio od pretpostavke da će se oba reaktora elektrane Cernavoda vratiti u pogon 1. novembra. Taj datum i dalje predstavlja plansku pretpostavku. Prelazak Rumunije iz malog izvoznog viška na uvoz koji se približava petini potrošnje pokazuje razmere promene regionalnog bilansa: veći planirani uvoz za utorak pomogao je da se pokrije manjak, ali je mađarska cena za kupce i dalje bila više od 130 €/MWh iznad nemačke.
