Tržišta električne energije u jugoistočnoj Evropi zabeležila su izražene geografske razlike u cenama na dan unapred za isporuku u sredu. Srbija je imala najvišu veleprodajnu cenu u regionu, od 234,67 evra/MWh, dok su cene u Grčkoj i Albaniji pale na približno 139 evra/MWh, odnosno 136 evra/MWh, pošto su povoljnije prognoze proizvodnje iz obnovljivih izvora promenile regionalne bilanse električne energije i prekogranične tokove.
Sve veće razlike u cenama zabeležene su uprkos značajnom poboljšanju ukupnog bilansa snabdevanja u regionu. Prognozirani neto uvoz električne energije u Mađarskoj i jugoistočnoj Evropi smanjen je za 814 MW, na 2.104 MW, iako je potrošnja električne energije porasla na 31.382 MW. To ukazuje na sve veći uticaj proizvodnje iz obnovljivih izvora, prenosnih kapaciteta i geografske raspoređenosti proizvodnje na veleprodajne cene.
Na srpskom tržištu SEEPEX cena je porasla za 6,5 evra/MWh u odnosu na prethodni dan, dok je mađarski HUPX ostao uglavnom stabilan, na 223,94 evra/MWh. Cena na rumunskom tržištu OPCOM porasla je na 221,67 evra/MWh, slovenački BSP dostigao je 222,15 evra/MWh, a hrvatski CROPEX zabeležio je cenu od 221,87 evra/MWh.
Cena na crnogorskom tržištu BELEN blago je porasla, na 209,17 evra/MWh, dok je na tržištu Severne Makedonije MEMO pala na 210,38 evra/MWh.
Na južnim tržištima zabeleženo je suprotno kretanje. Cena na grčkom HENEX-u naglo je pala za 85,6 evra/MWh, na 138,95 evra/MWh, dok je na albanskom ALPEX-u smanjena za 76,8 evra/MWh, na 136,01 evra/MWh. Cene su oslabile i u Bugarskoj, ali u manjoj meri, pa je IBEX pao na 214,50 evra/MWh.
Razlika u ceni između Srbije i Grčke dostigla je 95,72 evra/MWh, dok je Srbija trgovala po ceni višoj za gotovo 99 evra/MWh u odnosu na Albaniju. Razlika između mađarske i grčke cene proširila se na 84,99 evra/MWh, čime je poništen gotovo potpuni cenovni paritet zabeležen dan ranije.
Ovakva razilaženja ukazuju na trajnu strukturnu karakteristiku trgovine električnom energijom u jugoistočnoj Evropi: dodatna proizvodnja u jednom delu regiona ne dovodi nužno do nižih cena u drugim delovima, naročito kada prekogranični kapaciteti, ugovoreni rasporedi isporuke i nacionalni proizvodni miksevi stvaraju različite lokalne uslove snabdevanja.
Rast izvoza električne energije iz Grčke prati nagli pad cena na jugu
Grčka je bila glavni izvor pritiska na smanjenje regionalnih cena.
Prognozirana proizvodnja električne energije u zemlji porasla je na 7.002 MW, u poređenju sa 5.488 MW prethodnog dana, dok je domaća potrošnja smanjena na 5.293 MW. Zbog toga je projektovani neto izvoz električne energije iz Grčke naglo porastao na 1.709 MW, sa svega 81 MW u utorak.
Komercijalni rasporedi isporuka ukazivali su na prosečan izvoz iz Grčke od približno 962 MW u Bugarsku, 395 MW u Severnu Makedoniju i 274 MW u Albaniju.
Povećanje ponude iz južnog dela regiona poklopilo se sa znatno nižim cenama tokom dana. Prosečna cena električne energije u Grčkoj tokom vršnih sati pala je na 73,8 evra/MWh, u poređenju sa 204,1 evro/MWh tokom sati van vršnog opterećenja, dok je minimalna satna cena dostigla nulu.
Međutim, znatan izvoz iz Grčke nije uklonio cenovne razlike u odnosu na susedna tržišta. U Bugarskoj se električna energija i dalje trgovala po ceni višoj za više od 75 evra/MWh u odnosu na Grčku, što pokazuje da dodatni prekogranični tokovi nisu bili dovoljni da dovedu do približavanja cena na ova dva tržišta.
Za regionalne trgovce to stvara potencijalne mogućnosti za prekograničnu trgovinu, ali ostvarena zarada zavisi od raspoloživih prava na prenosne kapacitete, troškova kapaciteta, načina ugovaranja i raspoređivanja isporuka, kao i izloženosti troškovima balansiranja, a ne samo od objavljenih razlika u tržišnim cenama.
Srbija i Mađarska i dalje zavise od uvoza uprkos oporavku regionalnog snabdevanja
Poboljšanju raspoloživosti električne energije u regionu doprinele su znatno povoljnije prognoze proizvodnje iz obnovljivih izvora.
U Mađarskoj i jugoistočnoj Evropi prosečna proizvodnja iz solarnih elektrana trebalo bi da poraste za približno 1.945 MW, na 4.053 MW, dok se očekuje da proizvodnja iz vetroelektrana bude veća za dodatnih 582 MW, dostigavši 5.639 MW.
Predviđeno je da kombinovana proizvodnja iz vetra i sunca dostigne gotovo 9,7 GW, čime bi ukupna regionalna proizvodnja porasla na 29.278 MW, sa 28.226 MW prethodnog dana.
Međutim, koristi od ovog rasta nisu bile ravnomerno raspoređene.
Prognozirana potrošnja električne energije u Srbiji porasla je na 3.866 MW, dok je domaća proizvodnja procenjena na svega 2.636 MW. Zbog toga je očekivana potreba za uvozom porasla na 1.230 MW, u poređenju sa 1.027 MW u utorak.
Očekivalo se da će se uvozom pokriti gotovo 32% potrošnje električne energije u Srbiji, što dodatno naglašava izloženost zemlje prekograničnoj nabavci, višim cenama električne energije tokom vršnih sati i raspoloživosti prenosnih kapaciteta.
Mađarska se suočila sa još većom potrebom za uvozom. Prognozirana potrošnja porasla je na 5.086 MW, dok je domaća proizvodnja iznosila 3.062 MW, što je ostavilo projektovani neto uvoz na nivou od 2.024 MW, odnosno približno 40% potrošnje.
Rumunija je zabeležila suprotan trend, prešavši sa neto uvoza od 114 MW u utorak na projektovani neto izvoz od 555 MW u sredu. Prema komercijalnim rasporedima, prosečne isporuke iz Rumunije u Mađarsku iznosile su oko 1.009 MW, čime je dodatno potvrđena uloga Rumunije kao važnog tranzitnog i snabdevačkog tržišta za potražnju za električnom energijom u srednjoj Evropi.
Različite pozicije Srbije, Mađarske, Grčke i Rumunije objašnjavaju zašto smanjenje ukupnih regionalnih potreba za uvozom nije dovelo do jedinstvenog pada veleprodajnih cena.
Trgovinska pozicija Crne Gore ukazuje na značaj prekogranične fleksibilnosti
Crnogorsko tržište pružilo je još jedan primer značaja regionalnih tokova električne energije.
Trgovanje na tržištu BELEN završeno je po ceni od 209,17 evra/MWh, što je približno 25,50 evra/MWh manje nego u Srbiji, iako se za Crnu Goru prognozirao samo skroman neto višak električne energije od 36 MW.
Komercijalni rasporedi uključivali su prosečan izvoz od približno 204 MW u Srbiju, dok se očekivalo da uvoz iz Italije i Albanije iznosi 164 MW, odnosno 92 MW.
Ovi tokovi ukazuju na potencijalnu ulogu Crne Gore kao regionalnog trgovačkog i tranzitnog čvorišta, naročito zahvaljujući njenim vezama sa Italijom i susednim elektroenergetskim sistemima Zapadnog Balkana.
Za snabdevače i trgovinske kompanije, komercijalna vrednost proizlazi iz upravljanja pristupom prenosnim kapacitetima, satnim razlikama u cenama i ugovorenim obavezama isporuke, a ne samo iz domaće proizvodnje električne energije.
Poređenje sa Srbijom takođe ukazuje na potencijalnu vrednost dodatnih fleksibilnih proizvodnih kapaciteta i baterijskih sistema za skladištenje energije, naročito u periodima kada se na susednim tržišnim zonama beleže velike razlike u veleprodajnim cenama.
Rast terminskih cena u suprotnosti je sa padom promptnih cena u Grčkoj
Terminska tržišta električne energije nastavila su da ukazuju na skupe uslove snabdevanja uprkos naglom padu promptnih cena na jugu regiona u sredu.
Cena bazne električne energije za 43. nedelju na mađarskom tržištu porasla je za 20 evra/MWh, na 266 evra/MWh, dok je ugovor za 44. nedelju poskupeo za 17 evra/MWh, na 257 evra/MWh.
Mađarski terminski ugovor za novembar 2026. porastao je na 244,50 evra/MWh, što predstavlja povećanje od 7,50 evra/MWh u poslednjoj zabeleženoj sesiji trgovanja.
Uporedivi nemački ugovor za baznu električnu energiju za novembar trgovao se po ceni od 199 evra/MWh, pa je mađarska terminska cena bila viša za 45,50 evra/MWh. Cena električne energije za 43. nedelju u Mađarskoj nosila je još veću premiju u odnosu na Nemačku, od 59 evra/MWh.
Novembarska električna energija u Italiji kotirana je na 234,50 evra/MWh, što pokazuje da visoki troškovi nabavke povezani sa zimskim periodom nisu bili ograničeni samo na Mađarsku.
Kretanja na tržištu goriva dodatno su pojačala pritisak. Referentna cena gasa na austrijskom čvorištu CEGH porasla je na 88,19 evra/MWh, dok su novembarski terminski ugovori za gas dostigli 88,50 evra/MWh. Evropske emisione dozvole ostale su na povišenom nivou od približno 88,05 evra po toni, uprkos blagom dnevnom padu.
Ove terminske cene ukazuju na to da trgovci i dalje pridaju veliku vrednost pouzdanoj proizvodnji i sigurnim isporukama električne energije tokom predstojećeg hladnijeg perioda.
Dostupnost uglja i rizici balansiranja i dalje predstavljaju problem
Dodatni rizik dolazi iz Bosne i Hercegovine, gde se očekivalo da termoelektrana Ugljevik obustavi rad od 15. oktobra zbog kontinuiranog nedostatka uglja i poteškoća u obezbeđivanju dodatnih rudarskih kapaciteta.
Prognozirani višak električne energije za izvoz iz zemlje već je trebalo da se smanji na 216 MW, sa 472 MW u utorak.
Duža obustava rada Ugljevika mogla bi da poveća potrebe Bosne i Hercegovine za uvozom i promeni raspoloživost električne energije na povezanim tržištima Zapadnog Balkana. Obim uticaja zavisiće od zamenske proizvodnje, ugovorenog uvoza i trajanja zastoja elektrane.
Za trgovce, elektroprivrede i industrijske kupce električne energije, kombinacija promenljive proizvodnje iz obnovljivih izvora i neizvesnosti u radu termoelektrana stvara rizike koji prevazilaze prosečne cene na tržištu za dan unapred. Satni troškovi nabavke, obračun odstupanja i pouzdanost isporuke ostaju ključna pitanja.
Tržišne implikacije: skladištenje energije i zaštita od cenovnih rizika dobijaju na značaju
Struktura cena u sredu dodatno je istakla komercijalni značaj fleksibilnih elektroenergetskih kapaciteta.
Satne cene električne energije na grčkom tržištu za dan unapred kretale su se od nule do 245 evra/MWh, dok je u Srbiji zabeležen raspon od 192 do 317 evra/MWh. U Crnoj Gori satne cene kretale su se od 140 evra/MWh do približno 292 evra/MWh.
Ovako velike razlike unutar istog dana ukazuju na potencijalne mogućnosti za ostvarivanje prihoda pomoću baterijskih sistema za skladištenje energije, reverzibilnih hidroelektrana i fleksibilne industrijske potrošnje.
Međutim, razlika između najniže i najviše cene ne može se smatrati prihodom koji je moguće automatski ostvariti trgovanjem, jer je neophodno uzeti u obzir efikasnost punjenja i pražnjenja, mrežne naknade, operativna ograničenja, raspoloživost kapaciteta i troškove balansiranja.
Za investitore u obnovljive izvore energije, trgovce električnom energijom i industrijske potrošače sa velikom potrošnjom, najnovija tržišna kretanja naglašavaju značaj povezivanja ulaganja u proizvodnju sa kvalitetnijim prognozama, fleksibilnim kapacitetima i sofisticiranijim modelima nabavke električne energije.
Ključni tržišni signal postaje sve jasniji: u jugoistočnoj Evropi istovremeno mogu postojati višak električne energije iz obnovljivih izvora na južnim tržištima i skupe uvozne isporuke u Srbiji i Mađarskoj. Profitabilnost novih proizvodnih kapaciteta, baterijskih sistema za skladištenje i prekogranične trgovine sve više će zavisiti od toga koliko efikasno električna energija može da se prenosi između tržišta na kojima vladaju ova dva različita stanja.
