Cene električne energije za dan unapred u većini tržišta Jugoistočne Evrope (JIE) naglo su pale u utorak, predvođene Srbijom, Grčkom i Mađarskom. Veća očekivana proizvodnja iz obnovljivih izvora i rast regionalne proizvodnje smanjili su potrebu za uvozom uprkos većoj potrošnji.
Na SEEPEX-u je bazna cena pala za 43,4 €/MWh, na 241,69 €/MWh, sa 285,1 €/MWh dan ranije. Na mađarskom HUPX-u cena je niža za 26,1 €/MWh i iznosila je 241,30 €/MWh, čime je razlika između srpskog i mađarskog tržišta gotovo nestala.
U Grčkoj je cena pala za 33,7 €/MWh, na 224,85 €/MWh, što je najniži nivo među većim tržištima u regionu. U Severnoj Makedoniji zabeležen je pad od 25 €/MWh, na 259,84 €/MWh, ali je ta zemlja i dalje imala najvišu cenu u JIE.
Rumunija i Bugarska zadržale su cenovnu premiju: OPCOM je zaključio trgovanje na 255,49 €/MWh, odnosno 14,19 €/MWh iznad HUPX-a, dok je cena na bugarskom IBEX-u dostigla 254,58 €/MWh, što je 13,28 €/MWh više od mađarske.
Veća proizvodnja iz OIE smanjila potrebu za uvozom
Kretanje cena pokazalo je da je izuzetno zategnuta situacija u istočnoj Evropi, zabeležena u ponedeljak, popustila. Ipak, strukturna zagušenja i rizici u proizvodnji i dalje su odvajali Rumuniju i Bugarsku od jeftinijih tržišta zapadnije i južnije u regionu.
Glavni faktor koji je oborio cene bila je veća raspoloživost obnovljive energije. Prognoza regionalne solarne proizvodnje porasla je u odnosu na prethodni dan za gotovo 2 GW, na 4,26 GW, dok se očekivana proizvodnja iz vetra povećala za nešto više od 1 GW, na 3,51 GW.
Ukupan rast od oko 3 GW obezbedio je znatnu dodatnu količinu električne energije sa nižim graničnim troškovima proizvodnje. Time je ublažen uticaj veće potrošnje: ukupna potrošnja u Mađarskoj i JIE porasla je za 626 MW, na 32,94 GW, dok je neto regionalni uvoz pao za 608 MW, na 4,01 GW.
Uvoz iz pravca Austrije i Slovačke smanjen je za 219 MW, na oko 4,38 GW. Promenio se i bilans trgovine sa Italijom: sistem JIE prešao je na izvoz od oko 155 MW, nakon što je dan ranije iz Italije uvozio približno 400 MW, što predstavlja zaokret veći od 550 MW.
Regionalna proizvodnja iznosila je oko 28,9 GW, prema 27,7 GW u ponedeljak. Dodatna domaća proizvodnja pokrila je najveći deo rasta potrošnje i istovremeno omogućila smanjenje ukupne zavisnosti od uvoza. Pad cena tako je bio posledica bolje raspoloživosti proizvodnje i snažnijeg priliva energije iz obnovljivih izvora, a ne slabije potražnje.
Srbija: cena pala uprkos većem neto uvozu
Srbija je bila jedan od najupečatljivijih primera ovog kretanja. Prosečna potrošnja porasla je na oko 4,21 GW, sa 4,05 GW, dok je proizvodnja blago pala, na približno 3,27 GW.
Neto uvozna pozicija Srbije povećala se na oko 935 MW, sa 722 MW dan ranije, ali je cena na SEEPEX-u ipak pala za više od 43 €/MWh. To pokazuje sve veći uticaj regionalnih, a ne samo domaćih tržišnih uslova na formiranje cena u Srbiji.
Srbija je mogla da se snabdeva iz više okolnih tržišta dok su cene u širem regionu padale. Komercijalni tokovi pokazivali su uvoz električne energije iz Bosne i Hercegovine, Hrvatske i Bugarske, dok je Srbija tokom dela dana istovremeno isporučivala struju ka severu, u Mađarsku.
Prosečna cena u vršnim satima na SEEPEX-u iznosila je 253,1 €/MWh, a u vanvršnim 230,2 €/MWh. Dnevni minimum bio je 165,1 €/MWh, a maksimum 314,4 €/MWh.
Razlika između baznih cena u Srbiji i Mađarskoj suzila se na svega 0,39 €/MWh, pa su dva tržišta praktično dostigla paritet. To je značajna promena u odnosu na periode kada je Srbija imala znatnu premiju zbog oskudice u snabdevanju u odnosu na HUPX.
Crna Gora trgovala uz niže cene
Na crnogorskom tržištu BELEN bazna cena pala je za 8 €/MWh, na 230,55 €/MWh. Bila je oko 10,75 €/MWh niža od mađarske i za više od 11 €/MWh niža od srpske.
Elektroenergetski bilans Crne Gore bio je blizu ravnoteže: prosečna potrošnja iznosila je oko 356 MW, a proizvodnja približno 369 MW. Zemlja je ostvarila mali neto izvoz od oko 13 MW, nakon što je prethodnog dana bila neto uvoznik.
Prosečna cena na BELEN-u bila je 233 €/MWh u vršnim satima i 228,1 €/MWh u vanvršnim satima. Relativno uravnotežen domaći bilans omogućio je da se cene u Crnoj Gori približe grčkom tržištu, umesto skupljim tržištima Rumunije, Bugarske i Severne Makedonije.
Albanija odstupila od regionalnog pada
Albanija je bila glavni izuzetak od regionalnog pada cena. Na ALPEX-u je cena porasla za 36,9 €/MWh, na 251,67 €/MWh, pa se tržište, koje je u ponedeljak bilo među jeftinijima, našlo u gornjem delu regionalnog raspona.
Satni profil cena bio je izrazito promenljiv. Prosečna cena u vršnim satima iznosila je svega 221,8 €/MWh, dok je u vanvršnim satima dostigla 281,5 €/MWh; tokom dana kretala se od samo 20 €/MWh do 400 €/MWh.
Severna Makedonija ostala je tržište sa najvišom baznom cenom u regionu, od 259,84 €/MWh, uprkos dnevnom padu od 25 €/MWh. Raspon cena na glavnim tržištima JIE iznosio je oko 35 €/MWh, od 224,85 €/MWh u Grčkoj do 259,84 €/MWh u Severnoj Makedoniji.
Razlika u odnosu na Nemačku i dalje velika
Najvažnija strukturna razlika ostala je ona između Nemačke i Mađarske. Bazna cena električne energije za dan unapred u Nemačkoj porasla je za 38,5 €/MWh, na 155,11 €/MWh, dok je na HUPX-u pala na 241,30 €/MWh.
Razlika između mađarske i nemačke cene tako se smanjila za gotovo 65 €/MWh, na 86,18 €/MWh. I pored tog sužavanja, razlika od 86 €/MWh i dalje ukazuje na velika ograničenja u mogućnosti da jeftinija struja iz zapadne Evrope u punoj meri stigne do Mađarske i JIE.
U Austriji je cena iznosila 247,66 €/MWh, a u Italiji 246,67 €/MWh, pa su oba tržišta bila nešto skuplja od mađarskog. Tržišna struktura zato je ostala fragmentisana: Nemačka je bila znatno jeftinija, Austrija i severna Italija bile su blizu nivoa u JIE, a Rumunija, Bugarska i Severna Makedonija imale su najviše premije.
Terminske cene ostaju znatno iznad spot tržišta
Nagli pad cena za dan unapred nije se odrazio na slabljenje terminske krive. Cena mađarske električne energije za 45. nedelju porasla je za 6,5 €/MWh, na 301 €/MWh, za 46. nedelju povećana je za 5,5 €/MWh, na 271 €/MWh, dok je novembarski ugovor poskupeo za 8 €/MWh, na 280,50 €/MWh.
Ugovor za kalendarsku 2026. godinu porastao je za 4 €/MWh, na 182 €/MWh. Novembarska cena ostala je gotovo 40 €/MWh iznad utorkove spot cene na HUPX-u.
Ojačala su i tržišta goriva i emisija. Cena gasa na austrijskom CEGH-u porasla je za 2,6 €/MWh, na 97,71 €/MWh, dok je u Grčkoj dostigla 86,08 €/MWh; dozvole za emisiju ugljenika u EU poskupele su za 1,9 €/t, na 88,19 €/t. Cena uglja za novembar blago je pala, na 149,5 €/t.
Kombinacija skupog gasa, jačih cena ugljenika i nerazrešenih rizika u proizvodnji održava znatnu premiju rizika u terminskim cenama električne energije. U Rumuniji postoji neizvesnost u pogledu raspoloživosti nuklearne i hidroenergije, dok se Bugarska suočava sa niskim vodostajem Dunava, koji utiče na uslove rada oko nuklearne elektrane Kozloduj.
Ta ograničenja ostaju posebno važna uoči novembra, kada solarna proizvodnja ulazi u sezonski pad. Utornička korekcija spot cena zato još ne predstavlja šire popuštanje napetosti u regionalnim izgledima za zimu.
Tržište je pokazalo dva različita signala: veća proizvodnja iz obnovljivih izvora i bolja raspoloživost proizvodnje snažno su oborile kratkoročne cene, dok su troškovi goriva, ograničeni prekogranični kapaciteti i rizici za sigurnost proizvodnje zadržali visoke terminske cene.
Za trgovce u JIE ključni pokazatelj ostaje razlika između istoka i zapada. Razlika između Mađarske i Nemačke znatno se smanjila, ali i dalje premašuje 86 €/MWh, što pokazuje da je Jugoistočna Evropa strukturno odvojena od jeftinijeg snabdevanja iz Nemačke.
Dok se taj jaz znatnije ne smanji, nagle dnevne korekcije poput utorkove verovatnije će predstavljati kolebanja unutar tržišta koje je suštinski zategnuto nego početak dugotrajnijeg pada cena električne energije u JIE.
