Tržišta električne energije u jugoistočnoj Evropi zabeležila su snažan rast cena usled viših temperatura koje su povećale potrošnju električne energije, slabije proizvodnje iz vetra koja je smanjila fleksibilnost ponude, kao i večernjeg skoka potražnje koji je ponovo ukazao na ograničenja u prenosnim kapacitetima i raspoloživosti fleksibilnih proizvodnih jedinica. Tržište HUPX povećalo je vrednost za 17,3 €/MWh, na 151,07 €/MWh, ali kretanja u regionu nisu bila ujednačena. Cene su dostigle 161,42 €/MWh u Sloveniji, 157,15 €/MWh u Hrvatskoj i 150,05 €/MWh u Rumuniji, dok je Albanija ostala značajno niža sa 112,50 €/MWh.
Raspon regionalnih baznih cena proširen je na 53,41 €/MWh, mereno između Italije sa 165,91 €/MWh i Albanije. Ipak, najvažniji signal tržišta nisu predstavljale prosečne dnevne cene, već razlike u cenama po satima. Tokom večernjeg vršnog opterećenja, Slovenija je dostigla 372,60 €/MWh u H20, Hrvatska 340,40 €/MWh, Rumunija 287,80 €/MWh, a Mađarska 275,80 €/MWh. Ovi ekstremni nivoi bili su u velikom kontrastu sa podnevnim cenama koje su pale na 30,50 €/MWh u Grčkoj, 49,20 €/MWh u Albaniji, 51,00 €/MWh u Bugarskoj i 90,10 €/MWh u Mađarskoj.
Tržište je tako pokazalo dva potpuno različita režima rada tokom istog dana isporuke: relativno stabilno snabdevanje tokom podnevnih sati zahvaljujući solarnoj proizvodnji i znatno zategnutiji elektroenergetski sistem nakon pada fotonaponske proizvodnje u večernjim satima. Sve veći jaz između dnevnih i večernjih cena ukazuje na rastuću vrednost fleksibilnosti sistema, baterijskog skladištenja energije i brzoreagujućih proizvodnih kapaciteta u jugoistočnoj Evropi.
Mađarska premija sve više odražava ograničenja večernje fleksibilnosti
Bazna premija Mađarske u odnosu na Nemačku povećana je za 4,9 €/MWh, na 14,65 €/MWh, dok je HUPX trgovao 14,68 €/MWh iznad Grčke, 11,68 €/MWh iznad Srbije, 24,48 €/MWh iznad Crne Gore i 38,57 €/MWh iznad Albanije.
Međutim, prosečne razlike u cenama ne prikazuju u potpunosti strukturu tržišta. Vršna cena električne energije u Mađarskoj dostigla je 136,50 €/MWh, dok je u Nemačkoj iznosila 109,10 €/MWh, stvarajući premiju tokom vršnih sati od 27,40 €/MWh. Cene van vršnog perioda bile su gotovo identične, sa 165,60 €/MWh u Mađarskoj i 163,70 €/MWh u Nemačkoj. To ukazuje da su više cene u Mađarskoj bile prvenstveno posledica troška večernje fleksibilnosti, a ne stalnog nedostatka električne energije tokom celog dana.
HUPX je porastao sa 90,10 €/MWh u H13 na 275,80 €/MWh u H20, stvarajući unutardnevni raspon od 185,70 €/MWh. Takva volatilnost predstavlja značajan potencijal za baterijske sisteme za skladištenje energije, iako ostvareni prihodi zavise od efikasnosti sistema, likvidnosti tržišta, izloženosti debalansu i pristupa tržištima pomoćnih usluga.
Zapadni deo regiona zabeležio je još veću volatilnost. Slovenija je ostvarila satni raspon od 274,70 €/MWh, dok je Hrvatska dostigla 243,20 €/MWh. Njihov nagli rast večernjih cena ukazuje na lokalizovane probleme sa dostupnošću električne energije u pravcu Slovenija–Hrvatska, a ne na širi regionalni poremećaj izazvan cenama goriva.
Italija je ostala najskuplje bazno tržište sa cenom od 165,91 €/MWh, iako je njena satna volatilnost bila ograničenija, krećući se između 142,40 €/MWh i 198,30 €/MWh. Italija je tako zadržala najvišu prosečnu cenu, ali nije zabeležila ekstremne večernje skokove karakteristične za pojedina tržišta jugoistočne Evrope.
Veća potrošnja apsorbovala dodatnu solarnu proizvodnju
Regionalna potrošnja električne energije povećana je za približno 1.540 MW, odnosno 4,8%, na 33.397 MW. Rast potrošnje podržale su više temperature, pri čemu je prosečna regionalna temperatura iznosila oko 25,7°C, što je povećalo potrebu za hlađenjem.
Najveći rast potrošnje zabeležen je u Rumuniji i Bugarskoj, gde je zajednička potrošnja povećana za 839 MW, na 9.690 MW. Grčka je povećala potrošnju za 307 MW, na 7.503 MW, dok su Slovenija i Hrvatska zajedno povećale potrošnju za 363 MW, na 9.804 MW. Mađarska je ostala relativno stabilna sa 4.878 MW.
Prognozirana solarna proizvodnja povećana je za 450 MW, na 7.574 MW, ali je proizvodnja iz vetra smanjena za 249 MW, na 1.816 MW. Solarni kapaciteti su poboljšali snabdevanje tokom dana, ali nisu rešili problem večernje potrebe za fleksibilnošću. Manja proizvodnja iz vetra dodatno je pojačala rast potrebe za energijom nakon pada solarne proizvodnje.
Ukupna regionalna proizvodnja povećana je za približno 1.248 MW, na 32.547 MW, što je bilo nešto manje od rasta potrošnje. Zbog toga je neto uvoz povećan za 292 MW, na 850 MW, što predstavlja rast veći od 50% u odnosu na prethodni dan. Veći prilivi iz Austrije i Slovačke prema Mađarskoj i Sloveniji podržali su regionalno balansiranje.
Dnevni bilans pokazuje da je sistem ostao adekvatno snabdeven u ukupnom energetskom smislu, ali je i dalje beležio snažne satne skokove cena. Ključni problem nije bila ukupna dostupnost električne energije, već vreme i lokacija raspoloživih fleksibilnih kapaciteta.
Mađarska i Hrvatska ostaju ključna uvozno zavisna tržišta
Elektroenergetski bilans Mađarske pogoršao se uprkos stabilnoj potrošnji. Potrošnja je blago povećana na 4.878 MW, dok je domaća proizvodnja smanjena za 320 MW, na 3.692 MW. Neto uvoz je zbog toga povećan sa 824 MW na 1.185 MW.
Mađarska je primala prosečne planirane prilive od približno 1.073 MW iz Slovačke, 796 MW iz Rumunije, 256 MW iz Srbije i 136 MW iz Austrije. Istovremeno je isporučivala oko 646 MW Hrvatskoj i 466 MW Sloveniji, zadržavajući ulogu velikog uvoznog tržišta i važnog regionalnog tranzitnog čvorišta.
Hrvatska je ostala najveći neto uvoznik u regionu sa 1.222 MW. Potrošnja je povećana na 2.537 MW, dok je domaća proizvodnja dostigla svega 1.315 MW. Prosečni planirani uvoz uključivao je približno 646 MW iz Mađarske, 426 MW iz Slovenije, 63 MW iz Srbije i 88 MW iz Bosne i Hercegovine.
Slovenija je zabeležila neto uvoz od 329 MW, oslanjajući se na prekogranične tokove iz Austrije i Mađarske, dok je istovremeno isporučivala električnu energiju prema Hrvatskoj i Italiji. Ove tranzitne obaveze objašnjavaju zašto su se pojavile visoke satne cene čak i bez ekstremnog nacionalnog manjka energije.
Bugarska i Grčka jačaju regionalnu podršku snabdevanju
Bugarska je ostala najveći neto izvoznik sa 1.372 MW. Iako je potrošnja povećana za 678 MW, na 3.862 MW, proizvodnja je porasla za 652 MW, na 5.234 MW, omogućavajući zemlji da zadrži izvoznu poziciju.
Bugarska je isporučivala približno 1.307 MW Rumuniji, 289 MW Srbiji i 181 MW Severnoj Makedoniji, dok je istovremeno primala električnu energiju iz Grčke i Turske. Zemlja je nastavila da ima ulogu ključne tačke za preraspodelu tokova između tržišta jugoistočne Evrope.
Grčka je povećala svoju izvoznu poziciju sa 568 MW na 769 MW, jer je rast proizvodnje premašio rast potrošnje. Zemlja je izvozila električnu energiju prema Bugarskoj, Albaniji, Severnoj Makedoniji i Italiji, dodatno potvrđujući svoju ulogu regionalnog energetskog čvorišta.
Grčko tržište je takođe pokazalo izraženu solarnu krivu cena, sa padom na 30,50 €/MWh u H13, pre rasta na 196,70 €/MWh u H22. To potvrđuje rastući značaj rešenja za fleksibilnost sistema kako se povećava udeo obnovljivih izvora energije.
Rumunija je ostala centralna tačka regionalnih tokova električne energije. Iako je nastavila izvoz prema Mađarskoj, prešla je iz male izvozne pozicije u neto uvoznu zbog rasta domaće potrošnje i pada proizvodnje. Veći uvoz iz Bugarske pomogao je balansiranju sistema.
Srbija smanjuje potrebu za uvozom dok se cene približavaju regionu
Srbija je zabeležila najveći dnevni rast bazne cene među posmatranim tržištima, pri čemu je SEEPEX povećan za 31,2 €/MWh, na 139,39 €/MWh. Razlika između cena u Srbiji i Mađarskoj značajno je smanjena.
Potrošnja je povećana na 3.620 MW, dok je proizvodnja snažnije porasla na 3.352 MW, čime je neto uvoz smanjen sa 489 MW na 269 MW.
Srbija je prilagodila svoju regionalnu poziciju povećanjem izvoza prema Mađarskoj tokom vršnih sati, dok je nastavila uvoz iz Bugarske, Severne Makedonije, Bosne i Hercegovine i Rumunije. Jača povezanost sa Mađarskom odražavala je viši cenovni nivo na HUPX tržištu.
SEEPEX je ostao manje volatilan od Mađarske, krećući se od 80,50 €/MWh u H13 do 215,00 €/MWh u H22. Kasniji srpski maksimum pokazuje pomeranje večernjeg manjka fleksibilnosti ka jugu regiona.
Crna Gora i Severna Makedonija suočavaju se sa zategnutijim bilansima
Cena na tržištu BELEN u Crnoj Gori povećana je za 22,6 €/MWh, na 126,59 €/MWh, usled pada domaće proizvodnje i veće zavisnosti od uvoza. Potrošnja je dostigla 442 MW, dok je proizvodnja pala na 291 MW, povećavajući neto uvoz.
Uprkos domaćem deficitu, Crna Gora je nastavila značajne tranzitne tokove prema Italiji, što pokazuje složenost regionalne razmene električne energije. Cene su se kretale od 80,00 €/MWh u H12 do 200,00 €/MWh u H22.
Severna Makedonija prešla je iz male izvozne pozicije u neto uvoznu poziciju usled rasta potrošnje i pada proizvodnje. Cena na tržištu MEMO povećana je na 125,72 €/MWh, ostajući ispod mađarskog nivoa, ali ukazujući na zategnutije regionalne uslove.
Albanija je ostala regionalni izuzetak. Stabilna proizvodnja nešto veća od potrošnje omogućila je malu izvoznu poziciju, dok su cene rasle samo umerenije. Tržište je nastavilo da pokazuje izraženu solarnu krivu — niske dnevne cene i znatno jače večernje vrednosti.
Troškovi goriva podržavaju više cene električne energije, ali terminska tržišta ostaju oprezna
Uslovi na tržištu energenata postali su nešto povoljniji za rast cena električne energije. Cena gasa na tržištu CEGH povećana je na 54,44 €/MWh, dok su emisijske jedinice EU ETS porasle na 81,39 €/t. Cena uglja je blago smanjena, ostavljajući gas i cenu CO₂ kao glavne pokretače marginalnih troškova.
Ipak, terminska tržišta električne energije nisu u potpunosti pratila dnevnu volatilnost. Mađarski ugovori za 30. i 31. nedelju ostali su ispod trenutnih spot cena, što ukazuje da trgovci ekstremni skok cena posmatraju kao delimično privremenu pojavu.
Dugoročniji mađarski ugovori nastavili su rast, odražavajući strukturne izazove povezane sa zavisnošću od uvoza, raspoloživošću termo kapaciteta i ograničenjima prenosne mreže. Tržište razlikuje kratkoročne događaje nedostatka fleksibilnosti od dubljih promena u strukturi regionalnog elektroenergetskog sistema.
Glavna poruka od 15. jula jeste rastući jaz između vrednosti solarne proizvodnje tokom podnevnih sati i pouzdanog snabdevanja električnom energijom u večernjem periodu. Rast solarnih kapaciteta poboljšava dnevnu dostupnost energije, ali komercijalnu vrednost električne energije nakon zalaska sunca sve više određuju baterijski sistemi za skladištenje energije, fleksibilna proizvodnja i raspoloživi prekogranični kapaciteti. Sledeća faza razvoja obnovljive energije u jugoistočnoj Evropi neće zavisiti samo od izgradnje novih proizvodnih kapaciteta, već i od razvoja fleksibilnosti potrebne za upravljanje sve promenljivijim elektroenergetskim sistemom.
