Kvar bloka od 285 MW u Rumuniji dodatno je smanjio raspoloživu proizvodnju električne energije u regionu pred novembar, dok su oba reaktora nuklearne elektrane Cernavodă van pogona. Zbog slabije proizvodnje u domaćim elektranama, elektroenergetski sistem Srbije već se u velikoj meri oslanja na uvoz. Novi poremećaj zato povećava rizik od viših troškova nabavke električne energije.
Prema operativnim podacima operatora prenosnog sistema Transelectrica, blok Turceni 5 isključen je sa mreže u utorak u 08.02 zbog kvara kotla. Istovremeno, dva reaktora elektrane Cernavodă, ukupne snage oko 1.350 MW, ostaju van pogona jer je izuzetno nizak vodostaj Dunava ograničio dostupnost vode za hlađenje. Suša i pad nivoa akumulacija ograničavaju i proizvodnju rumunskih hidroelektrana.
U prva 22 dana oktobra Srbija je, prema preliminarnim procenama trgovine električnom energijom, ostvarila neto uvoz od oko 515 GWh po prosečnoj procenjenoj ceni od 209 €/MWh. Procenjeni neto račun za uvoz iznosio je 107,6 miliona evra za nešto više od tri nedelje. Manjak domaće proizvodnje tako se, pri povišenim regionalnim veleprodajnim cenama, brzo pretvara u značajan finansijski trošak.
Rumunija ostaje bez dodatnih proizvodnih kapaciteta
Blok Turceni 5, kojim upravlja Complexul Energetic Oltenia, imao je sličan tehnički kvar ranije u oktobru. Njegov privremeno predviđeni datum povratka u pogon je 1. novembar, ali to zavisi od završetka popravki i tehničke spremnosti postrojenja. Nakon isključenja bloka, rumunske termoelektrane na ugalj predavale su u nacionalni sistem manje od 500 MW, prema navedenim podacima Transelectrica.
Kvar je nastupio u trenutku kada Rumuniji već nedostaje znatan deo uobičajeno raspoložive kontinuirane proizvodnje. Reaktori elektrane Cernavodă isključeni su u julu i avgustu, u skladu sa kontrolisanim bezbednosnim procedurama zbog nedovoljno povoljnih uslova na Dunavu. Njihov dugotrajan zastoj povećao je oslanjanje sistema na gasne elektrane, vetroelektrane, smanjenu proizvodnju hidroelektrana i uvoz.
Problem se ne svodi samo na ukupnu instalisanu snagu. Termoelektrane i nuklearne elektrane uobičajeno mogu da obezbede energiju tokom večernjih vršnih opterećenja, kada proizvodnja solarnih elektrana opada, a potrošnja raste. Bez nuklearne proizvodnje Rumunija ima manje mogućnosti da zadovolji tu potražnju bez dodatnog uvoza ili angažovanja drugih elektrana čijom proizvodnjom može da upravlja. Gubitak još jednog bloka na ugalj dodatno sužava te mogućnosti.
Rumunske vlasti upozorile su da hidrološki uslovi možda neće dozvoliti ponovno pokretanje nijednog reaktora tokom novembra. Uz smanjenu proizvodnju iz hidroelektrana i probleme sa pouzdanošću starijih blokova na ugalj, zemlja bi mogla da ostane zavisna od uvoza i kada se proizvodnja vetroelektrana privremeno poveća. Zbog približavanja zimskog rasta potrošnje, Srbija, Mađarska, Bugarska i Rumunija sve više konkurišu za raspoloživu proizvodnju i prekogranične prenosne kapacitete.
Vanredne mere za novembar
Rumunsko ministarstvo energetike predložilo je da se vanredne mere zaštite tržišta električne energije produže do 30. novembra. Kao razloge navelo je manjak proizvodnje i neizvesnost u pogledu ponovnog pokretanja reaktora Cernavodă. Mere treba da omoguće operatoru Transelectrica da reaguje ako bezbednost sistema bude ugrožena.
Postojeća vanredna ovlašćenja obuhvataju mogućnost smanjenja kapaciteta za izvoz električne energije, otkazivanja planiranog izvoza i, u težim okolnostima, ograničavanja potrošnje pojedinih potrošača. Reč je o merama za nepredviđene okolnosti, a ne o potvrdi da je izvoz električne energije već zabranjen. Ta razlika je važna za regionalnu trgovinu.
U uobičajenim tržišnim uslovima tokovi električne energije između država zavise od raspoloživog prenosnog kapaciteta, cena i ugovorenih komercijalnih transakcija. Vanredna ograničenja mogu da promene te uslove i smanje količine dostupne susednim sistemima. Rumunske vlasti očekuju da će večernje vršno opterećenje u novembru dostići oko 8.500 MW, što povećava značaj pouzdane proizvodnje iz konvencionalnih elektrana i uvoza.
Ograničenje predstavljaju i smanjene zalihe vode. One otežavaju povećanje proizvodnje hidroelektrana tokom skupih večernjih sati bez smanjivanja rezervi potrebnih kasnije tokom zime. Zajedno sa zastojem nuklearne elektrane i nepouzdanošću blokova na ugalj, to dodatno ograničava raspoložive izvore za pokrivanje vršne potrošnje.
Uvoz Srbije i finansijska izloženost
Srbija u ovaj period ulazi sa sopstvenim teškoćama u proizvodnji i nabavci električne energije. Državna kompanija Elektroprivreda Srbije (EPS) beleži proizvodnju slabiju od planirane, naročito u termoelektranama na ugalj, što povećava njenu izloženost veleprodajnom tržištu. Preliminarne procene za period od 1. do 22. oktobra pokazuju prosečan neto uvoz od oko 23,4 GWh dnevno, što odgovara gotovo 1 GW neprekidnog uvoza.
Ako bi se taj dnevni tempo održao tokom celog oktobra, neto uvoz bi iznosio oko 726 GWh, a trošak približno 150 miliona evra po istoj prosečnoj uvoznoj ceni. To su projekcije na osnovu dosadašnjeg tempa, a ne potvrđeni rezultati za ceo mesec. Procenjeni kumulativni neto deficit u trgovini električnom energijom od početka 2026. dostigao je oko 369 miliona evra.
Problemi u Rumuniji ne znače da Srbija nužno uvozi električnu energiju direktno od rumunskih proizvođača. Veza u pogledu troškova postoji preko šireg, međusobno povezanog tržišta: kada Rumuniji zatreba dodatni uvoz, ona konkuriše za energiju dostupnu u Mađarskoj, Bugarskoj i drugim evropskim tržištima. To može da promeni regionalne razlike u cenama i prekogranične tokove, posebno kada ograničenja prenosa otežavaju pristup jeftinijoj energiji iz drugih područja.
Uticaj na Srbiju zavisi od njenog stvarnog neto uvoza po satima, zaključenih ugovora, domaće proizvodnje i cena po kojima može da obezbedi dodatne količine. Zbog toga regionalni poremećaj ne mora jednako da se odrazi na sve kupce. Njegov trošak zavisi i od toga koliki deo potrebne energije tek treba nabaviti po tržišnim cenama.
Cene na regionalnim tržištima
Cene električne energije na tržištu za dan unapred za isporuku 27. oktobra pale su u većem delu Jugoistočne Evrope, uz prognoze jače proizvodnje iz obnovljivih izvora i izvesno poboljšanje regionalne ponude. Bazna cena na srpskom tržištu SEEPEX smanjena je za 43,4 €/MWh, na 241,69 €/MWh, dok je na mađarskom HUPX pala na 241,30 €/MWh. Rumunski OPCOM ostao je skuplji, sa 255,49 €/MWh, a cena na bugarskom IBEX iznosila je 254,58 €/MWh.
Razlika između rumunske i srpske cene bila je oko 13,80 €/MWh. Te cene utvrđene su na aukciji prethodnog dana, pre kvara bloka Turceni 27. oktobra, pa ne predstavljaju neposrednu reakciju tržišta na taj kvar. Ipak, njihov odnos pokazuje da su cene u Rumuniji i Bugarskoj ostale više nego u Mađarskoj i Srbiji.
Regionalno tržište i dalje je osetljivo na nagle skokove cena kada se istovremeno jave slaba proizvodnja vetroelektrana, ograničena proizvodnja hidroelektrana i visoka večernja potrošnja. Za Srbiju su u trgovini posebno važni kasni popodnevni i večernji sati. Tada opada proizvodnja solarnih elektrana, a regionalni sistemi se više oslanjaju na konvencionalne elektrane i uvoz.
Troškovi nabavke i različita izloženost kupaca
Finansijske posledice za Srbiju zavisiće od količina koje još mora da kupi po cenama izloženim tržišnim promenama. Ako se procenjeni oktobarski neto uvoz od 515 GWh uzme samo kao ilustrativna osnova, rast prosečne nabavne cene za 50 €/MWh povećao bi trošak kupovine iste količine za oko 25,8 miliona evra. To je proračun osetljivosti troška na promenu cene, a ne prognoza stvarnih dodatnih izdataka. Pokazuje koliko i umerene promene veleprodajnih cena mogu biti finansijski značajne pri uvozu više stotina gigavat-sati.
Izloženost se razlikuje među učesnicima na tržištu. EPS, nezavisni snabdevači, industrijski potrošači i trgovci električnom energijom mogu imati različite terminske ugovore, načine zaštite od promena cena i pozicije na spot tržištu. Kupac koji je znatan deo potreba obezbedio po fiksnoj ceni može imati ograničene neposredne dodatne troškove, dok uvoznik oslonjen na kratkoročnu nabavku može biti izloženiji.
Dugotrajniji rast cena električne energije može da smanji operativne marže energetski intenzivnih proizvođača, naročito ako su njihovi ugovori o snabdevanju vezani za veleprodajne cene. Na troškove električne energije posebno su osetljivi proizvođači čelika i cementa, livnice, rudarske kompanije i drugi veliki industrijski potrošači. Stepen njihove izloženosti ipak zavisi od ugovora i tehnologije proizvodnje.
Raspoloživost kapaciteta tokom novembra
Regionalni problem ne proizlazi samo iz kvara jednog rumunskog bloka na ugalj, već iz istovremenog ograničenja više izvora proizvodnje koji obezbeđuju fleksibilnost povezanog elektroenergetskog sistema. Zastoj elektrane Cernavodă uklonio je veliki izvor neprekidne proizvodnje, suša je smanjila mogućnosti hidroelektrana, a blokovi na ugalj imaju probleme sa pouzdanošću. Istovremeno opada sezonska proizvodnja solarnih elektrana.
Takvi uslovi povećavaju značaj proizvodnje kojom može da se upravlja, skladištene energije i pouzdanog prekograničnog prenosa. Za Srbiju smanjenje izloženosti podrazumeva veću raspoloživost domaćih elektrana, usklađivanje planova održavanja, ugovaranje uvoza po konkurentnim cenama i upravljanje nabavkom u satima vršne potrošnje. Dugoročno, ulaganja u skladištenje energije, fleksibilnost mreže i raznovrsnije proizvodne izvore mogla bi da smanje zavisnost od skupog uvoza, ali ne mogu da uklone neposredne rizike predstojeće zime.
Među najvažnijim pokazateljima narednih nedelja biće mogućnost ponovnog pokretanja elektrane Cernavodă, raspoloživost rumunskih blokova na ugalj, regionalne hidrološke rezerve i dodela prekograničnih kapaciteta. Važan će biti i odnos cena na tržištima SEEPEX, OPCOM, HUPX i IBEX. Poslednji kvar u Rumuniji još nije izazvao potvrđen novi cenovni skok u Srbiji, ali je dodatno oslabio susedni elektroenergetski sistem koji je već pod pritiskom.
Uz procenjeni oktobarski neto račun Srbije za uvoz veći od 100 miliona evra, duži period ograničene regionalne ponude mogao bi brzo da poveća finansijski teret sektora. Za novembar će biti presudno da li preostale regionalne elektrane čijom se proizvodnjom može upravljati i prekogranične mreže mogu da zadovolje rast potrošnje. U suprotnom, tržišta zavisna od uvoza morala bi da obezbeđuju energiju po sve višim cenama u satima vršne potrošnje.
