Cene električne energije u jugoistočnoj Evropi porasle su od 19. do 25. oktobra, uprkos oštrom padu u Nemačkoj, jer su slabija proizvodnja vetroelektrana i nuklearnih elektrana povećale potrebu regiona za uvozom. Zbog toga su se razlike između tržišta proširile, a snabdevanje potrošača širom Balkana poskupelo. Premija mađarskog tržišta u odnosu na Nemačku više je nego udvostručena, na 134,43 €/MWh.
Nedeljna cena u Crnoj Gori porasla je 13,6%, a u Grčkoj 23%. Srbija je ostala među najskupljim tržištima u regionu, ali se njena premija u odnosu na Crnu Goru smanjila, dok je prema Mađarskoj ponovo zabeležen diskont. Jeftinija električna energija u Nemačkoj pružila je ograničeno olakšanje kupcima u jugoistočnoj Evropi.
Poređenje obuhvata period od ponedeljka, 19. oktobra, do nedelje, 25. oktobra 2026, u odnosu na period od 12. do 18. oktobra. Nedeljni proseci uključuju dodatni sat isporuke zbog prelaska na zimsko računanje vremena, pa je posmatrana nedelja trajala 169 sati, prema 168 sati prethodne nedelje. Promenjeni odnosi cena na susednim berzama uticali su na ekonomiku prekogranične nabavke i ukazali na značaj usklađivanja hedžing ugovora sa tržištem na kojem se električna energija isporučuje.
Cene na tržištima Srbije i regiona
Prosečna cena na srpskom SEEPEX-u iznosila je 263,79 €/MWh, što je 6,4% više nego prethodne nedelje, kada je bila 247,89 €/MWh. Dnevne cene dostigle su 300,22 €/MWh 19. oktobra i 317,08 €/MWh 20. oktobra, a zatim pale na 211,42 €/MWh 21. oktobra. Do nedelje su se oporavile na 261,92 €/MWh.
Kretanje cena pokazuje koliko nedeljni reper može da prikrije razlike u uslovima isporuke. Dobavljači koji su nabavljali zamensku električnu energiju i proizvođači iz obnovljivih izvora koji su korigovali greške u prognozama suočavali su se sa znatno različitim uslovima, u zavisnosti od dana isporuke. Nedeljni prosek zato ne prikazuje u potpunosti izloženost tržišnim promenama.
Prosek na crnogorskom BELEN-u iznosio je 251,81 €/MWh, prema 221,65 €/MWh prethodne nedelje. Premija Srbije u odnosu na Crnu Goru tako se smanjila na 11,98 €/MWh sa 26,23 €/MWh. Više cene povećale su moguću vrednost raspoložive proizvodnje za crnogorske proizvođače, ali i troškove zamenske električne energije za dobavljače i proizvođače čije su obaveze isporuke premašivale proizvodnju.
Sužavanje razlike smanjilo je i prosečan bruto cenovni razmak koji je bio dostupan trgovcima pri plasmanu električne energije ka Srbiji. Mađarski HUPX porastao je 8,9%, na 268,78 €/MWh, sa 246,87 €/MWh. Srbija je sa premije od 1,02 €/MWh u odnosu na Mađarsku prešla na diskont od 4,99 €/MWh, što ukazuje na promenljiv odnos između srpskog tržišta isporuke i njegovog glavnog regionalnog repera za hedžing.
Razlika između mađarskih i nemačkih cena
Nemačko-luksemburški nedeljni prosek pao je 26,4%, na 134,35 €/MWh, dok je cena u Mađarskoj porasla. Premija mađarskog tržišta prema nemačkom proširila se na 134,43 €/MWh, sa 64,31 €/MWh prethodne nedelje. Takva razlika važna je za elektroprivrede, trgovce i kreditore koji procenjuju strategije nabavke električne energije.
Hedžing zasnovan na širem evropskom cenovnom nivou ostavlja izloženost razlici između referentnog ugovora i tržišta na kojem električna energija mora da bude isporučena. Grčka je zabeležila najveći procentualni rast među tržištima za koja su analizirani potpuni nedeljni nizovi. Prosečna cena na HEnEx-u porasla je sa 186,57 €/MWh na 229,42 €/MWh.
U dostupnom grčkom nizu nije bilo negativnih cena, za razliku od prethodne nedelje, kada je zabeleženo 52 negativna intervala od 15 minuta, odnosno ukupno 13 sati. Intervali sa cenom od nula ostali su prisutni. Premija Mađarske u odnosu na Grčku smanjila se na 39,36 €/MWh sa 60,29 €/MWh, čime je oslabio prosečan cenovni podsticaj za nabavku električne energije ka severu.
Stvarne marže i dalje su zavisile od intervala isporuke, raspoloživosti prekograničnih kapaciteta i transakcionih troškova. Prosečna cena na rumunskom OPCOM-u porasla je 7,5%, na 258,48 €/MWh, dok je bugarski IBEX zabeležio rast od 8,3%, na 255,49 €/MWh. Rast cena bio je blaži zapadnije u regionu.
Prosek na hrvatskom CROPEX-u iznosio je 237,03 €/MWh, što je povećanje od 2,8%, dok je slovenački BSP dostigao 231,56 €/MWh, uz rast od 2%. Cena u Austriji porasla je 5,2%, na 231,18 €/MWh, a u severnoitalijanskoj zoni IPEX 6,7%, na 247,73 €/MWh. Dostupni podaci za radne dane ukazali su na znatno zaoštravanje tržišnih uslova u Albaniji i Severnoj Makedoniji.
Slabija proizvodnja povećala potrebu za uvozom
Prosečna cena na ALPEX-u iznosila je približno 258,12 €/MWh tokom perioda od 19. do 23. oktobra, prema 215,56 €/MWh od 12. do 16. oktobra, što je rast od oko 19,7%. Odgovarajući prosek na MEMO-u porastao je 21,4%, na 266,66 €/MWh sa 219,72 €/MWh. Ova poređenja ne obuhvataju vikende i zato predstavljaju užu meru u odnosu na potpune nedeljne proseke ostalih tržišta.
Operativni podaci ukazuju na to da je slabija ponuda doprinela zaoštravanju tržišta više nego rast potrošnje. Prijavljena potrošnja u regionu u proseku je iznosila 31.714 MW od 19. do 22. oktobra, samo 0,9% više nego u odgovarajućem periodu od ponedeljka do četvrtka prethodne nedelje. Neto uvoz je, međutim, porastao 38,5%, na približno 3.691 MW sa 2.665 MW.
U istim uporedivim periodima prijavljena proizvodnja iz vetra smanjena je 46%, na 2.675 MW, dok je nuklearna proizvodnja pala 9,1%, na 2.742 MW. Proizvodnja iz solarnih elektrana porasla je 32,6%, na 4.678 MW, ali taj rast nije nadoknadio ukupan pad proizvodnje iz vetra i nuklearnih elektrana. Proizvodnja iz gasnih elektrana povećana je 15,6%, na približno 5.480 MW, čime je obezbeđena dodatna fleksibilna ponuda.
Hidroproizvodnja je u uporedivim podacima ostala uglavnom nepromenjena, na oko 3.951 MW, pa nije pružila značajniju dodatnu podršku. Poređenje operativnih pokazatelja ne uključuje potrošnju i prognoze proizvodnje iz obnovljivih izvora za petak. Podaci prikazuju prijavljenu proizvodnju i potrošnju tokom prva četiri radna dana, a ne ukupne nedeljne tržišne pokazatelje.
Prekogranični tokovi i trgovinska infrastruktura
Bugarska je i dalje imala malu izvoznu rezervu. Komercijalni rasporedi za period od 19. do 23. oktobra pokazali su prosečan neto uvoz od oko 29 MW, u poređenju sa prosečnim neto izvozom od 69 MW od 12. do 16. oktobra. Grčka je tokom cele radne nedelje snabdevala Bugarsku, dok je Turska svakog radnog dana imala planirani izvoz u Bugarsku od 100 MW.
Prijavljeni neto izvoz Bosne i Hercegovine tokom radnih dana smanjen je na približno 145 MW sa 307 MW, čime je umanjen još jedan izvor regionalnog snabdevanja. Zemlja je nastavila komercijalni izvoz ka Srbiji, uz istovremeni uvoz iz Hrvatske. Važnu ulogu zadržala je i crnogorska veza sa Italijom.
Prijavljeni rasporedi za radne dane ukazivali su na prosečan uvoz Crne Gore iz Italije od oko 275 MW, uz istovremeni izvoz ka susednim tržištima. Ti tokovi pokazuju da Crna Gora ima ulogu u regionalnom tranzitu, kao i u snabdevanju domaćeg tržišta. Same razlike u cenama i komercijalni rasporedi ne pokazuju koji su mrežni limiti bili aktivni.
Podaci o kapacitetima i zagušenjima na pojedinačnim granicama nisu bili dovoljni da se nedeljne cenovne razlike pripišu konkretnim uskim grlima u prenosnoj mreži. Značajna promena u infrastrukturi trgovanja dogodila se 20. oktobra, kada je ADEX pokrenuo zajedničko okruženje za kontinuirano unutardnevno trgovanje u Srbiji, Mađarskoj i Sloveniji.
BSP je preuzeo operativnu odgovornost, a tržišta su objedinjena u zajedničkom trgovačkom okruženju M7, sa usklađenijim procedurama i upravljanjem limitima trgovanja. Učesnici su zadržali pristup pojedinačnim tržištima za koja imaju dozvolu. Promena može da pojednostavi upravljanje unutardnevnim pozicijama na tri berze, ali je njen neposredni značaj operativan: uporedivi nedeljni podaci još ne potvrđuju rast likvidnosti niti niže troškove balansiranja.
Projekti skladištenja i fleksibilnosti
Razvojni projekti povećali su broj inicijativa za fleksibilnost u regionu, mada su u različitim fazama. U Srbiji su razgovori sa JICA 22. oktobra bili usmereni na ubrzavanje procedura za reverzibilnu hidroelektranu Bistrica. Procena uticaja na životnu sredinu i društvo privodi se kraju radi podnošenja u decembru, a većina tehničkih pitanja ocenjena je kao rešena.
Nisu saopšteni podaci o finansijskom zatvaranju projekta niti početku izgradnje. U Crnoj Gori je EPCG 20. oktobra potpisao četiri dokumenta o saradnji sa EBRD, Rudnikom uglja Pljevlja, Qair, Akuo Energy i Mantel Capture. Predlozi obuhvataju proizvodnju iz obnovljivih izvora, baterije, daljinsko grejanje, skladištenje toplote i mogućnost hvatanja ugljenika u Pljevljima.
Okvir EBRD-a obuhvata solarnu elektranu i skladištenje energije u nekadašnjem rudarskom kompleksu. Potpisani dokumenti uspostavljaju osnovu za saradnju na razvoju projekata, dok finansiranje i investicione odluke na nivou pojedinačnih projekata tek treba da uslede. U Rumuniji je objavljena transakcija promene vlasništva.
Transakcijom objavljenom 21. oktobra, projekat samostalnog baterijskog skladišta snage 153 MW u Borzeštiju, koji razvija Spark Terminal, prešao je iz vlasništva kompanije RNV Infrastructure iz Renovatio Group u vlasništvo kompanije SANY International. EY-Parthenon Romania pružio je savetodavne usluge u vezi sa finansijskom i poreskom dubinskom analizom. Saopštenje nije navelo da li je projekat u pogonu, koliko traje skladištenje niti kolika je vrednost transakcije.
Među važnim nedostacima u regionalnoj analizi ostaju uporedivi podaci za pune nedelje o obimu trgovanja na berzama, unutardnevnim cenama, troškovima balansiranja, obračunu odstupanja i zalihama u akumulacijama. Prosečne cene na tržištu za dan unapred predstavljaju vremenski ponderisane cene isporuke, a ne rezultate trgovanja ponderisane obimom. Najveći komercijalni pritisak proizlazi iz sve veće razlike između cena isporuke u jugoistočnoj Evropi i nemačkog repera.
Uz mađarsku premiju prema Nemačkoj veću od 134 €/MWh i smanjenje cenovnog diskonta Crne Gore u odnosu na Srbiju, izbor tržišta za hedžing postao je gotovo jednako važan kao i odluka o tome kada kupiti električnu energiju.
