Tržište električne energije za dan unapred u jugoistočnoj Evropi značajno se zateglo u sredu, jer se rastuća potražnja za hlađenjem poklopila sa smanjenom raspoloživošću nuklearnih kapaciteta u Mađarskoj i Rumuniji. Ova kombinacija dovela je do snažnog rasta cena u većem delu centralnog i zapadnog dela regiona, dok je snažna proizvodnja iz obnovljivih izvora omogućila Grčkoj i Bugarskoj kretanje u suprotnom smeru.
Najizraženiji rast zabeležen je u Srbiji, gde je bazna cena na tržištu SEEPEX porasla za 29,0 evra/MWh, na 145,50 evra/MWh, čime je bila 13,16 evra/MWh iznad Mađarske i viša od svih susednih tržišta osim Albanije. Hrvatska je zabeležila rast od 23,3 evra/MWh, na 138,73 evra/MWh, Rumunija je povećala cenu za 22,1 evro/MWh, na 132,87 evra/MWh, Slovenija je porasla za 16,4 evra/MWh, na 141,83 evra/MWh, dok je Crna Gora zabeležila rast od 15,7 evra/MWh, na 140,79 evra/MWh.
Referentna cena na mađarskom tržištu HUPX povećana je za 10,3 evra/MWh, na 132,34 evra/MWh, ostajući blizu Nemačke, gde je cena za dan unapred dostigla 126,84 evra/MWh. Premija Mađarske u odnosu na Nemačku iznosila je svega 5,50 evra/MWh, iako je ta razlika skrivala znatno napetiju situaciju na terminskom tržištu i izraženu volatilnost tokom večernjeg perioda povećane potrošnje.
Nasuprot tome, Grčka i Bugarska zabeležile su pad cena zahvaljujući snažnoj proizvodnji iz obnovljivih izvora. Grčka je pala za 11,2 evra/MWh, na 95,79 evra/MWh, dok je Bugarska smanjila cenu za 4,4 evra/MWh, na 102,59 evra/MWh. Grčka se trgovala 36,55 evra/MWh ispod Mađarske i gotovo 50 evra/MWh ispod Srbije, što odražava uticaj visoke proizvodnje iz solarnih i vetroelektrana.
Albanija je ostala najskuplje regionalno tržište sa baznom cenom od 148,19 evra/MWh, iako je to predstavljalo dnevni pad od 10,1 evro/MWh. Severna Makedonija zabeležila je rast od 7,2 evra/MWh, na 114,71 evro/MWh, dok je Italija ostala najskuplje tržište u regionu sa cenom od 177,13 evra/MWh, zadržavajući značajnu razliku u odnosu na tržišta jugoistočne Evrope.
Glavni razlog rasta cena bilo je pogoršanje raspoloživosti nuklearnih kapaciteta duž Dunava. Nuklearna elektrana Pakš u Mađarskoj smanjila je proizvodnju bloka 1 za oko 254 MW zbog izuzetno niskog nivoa reke koji je ograničio uslove za hlađenje. Istovremeno, rumunski proizvođač Nuclearelectrica uveo je blok 1 nuklearne elektrane Černavoda u kontrolisani zastoj. Ukupna regionalna nuklearna proizvodnja smanjena je za 542 MW, sa 5.560 MW na 5.018 MW.
Proizvodnja nuklearnih elektrana u Mađarskoj pala je sa 1.834 MW na 1.577 MW, dok je rumunska proizvodnja smanjena sa 1.165 MW na 880 MW. Puni efekat rumunskog zastoja očekuje se u sredu, jer je obustava rada počela tokom utorka. Sa protokom Dunava od približno 4.691 kubni metar u sekundi, hidrološki uslovi ostali su direktan operativni rizik za Pakš i Černavodu.
Smanjena nuklearna proizvodnja poklopila se sa rastom regionalne potrošnje električne energije, koja je prognozirana na 32.490 MW, odnosno 1.417 MW više nego u utorak. Mađarska, Grčka, Rumunija, Bugarska, Slovenija i Hrvatska zabeležile su veću očekivanu potrošnju usled rasta temperatura i povećane potrebe za hlađenjem.
Proizvodnja iz obnovljivih izvora pružila je značajnu podršku, ali nije bila dovoljna da u potpunosti nadoknadi veću potrošnju i gubitak nuklearne proizvodnje. Očekivana proizvodnja iz solarnih elektrana u regionu iznosila je 7.417 MW, dok je proizvodnja vetroelektrana povećana na 2.455 MW. Dodatna proizvodnja iz obnovljivih izvora doprinela je snažnom padu cena tokom sredine dana, ali nije uklonila pritisak u večernjim satima nakon pada solarne proizvodnje.
Ova neravnoteža dovela je do velike razlike između dnevnih i večernjih cena. U Mađarskoj je prosečna vršna cena iznosila 92,00 evra/MWh, dok je vanvršna cena dostigla 172,60 evra/MWh. Minimalna cena bila je 11,80 evra/MWh u 14. satu, pre nego što je skočila na 267,60 evra/MWh u 21. satu. Nemačka je imala sličan obrazac, sa padom na 0 evra/MWh tokom popodneva i rastom na 263,60 evra/MWh u večernjim satima.
Večernji skok cena bio je još izraženiji u Sloveniji i Hrvatskoj. BSP je dostigao maksimalnih 305,10 evra/MWh u 20. satu, dok je CROPEX dostigao 289,90 evra/MWh. Iako su njihove dnevne prosečne premije u odnosu na Mađarsku bile relativno male, satni profil pokazuje da je tržišni pritisak bio koncentrisan tokom večernjeg pada solarne proizvodnje, a ne ravnomerno tokom celog dana.
Srbija je takođe imala veoma zategnut tržišni bilans. SEEPEX cena nije padala ispod 45,00 evra/MWh tokom dana, pre nego što je dostigla 251,10 evra/MWh u 21. satu. Prosečna vršna cena u Srbiji iznosila je 112,90 evra/MWh, dok je vanvršna cena dostigla 178,00 evra/MWh. Relativno visoka minimalna dnevna cena ukazuje na ograničenu solarnu proizvodnju, tesniji domaći bilans i nastavak zavisnosti od uvoza.
Potrošnja u Srbiji prognozirana je na 3.457 MW, dok je domaća proizvodnja procenjena na 2.593 MW, što je rezultiralo prosečnim neto uvozom od 865 MW. Tokom vršnih sati uvoz je dostigao 1.173 MW, pri čemu je Srbija električnu energiju uglavnom dobijala iz Rumunije, Severne Makedonije, Hrvatske, Bugarske i Bosne i Hercegovine.
Zavisnost Srbije od uvoza objašnjava premiju SEEPEX-a od 13,16 evra/MWh u odnosu na HUPX. Srbija se takmičila za regionalnu energiju u trenutku kada je raspoloživost rumunske nuklearne proizvodnje opadala, a Hrvatska povećavala potrebu za uvozom. Zbog toga su raspoloživost prekograničnih kapaciteta i smerovi tokova postali ključni faktori za formiranje cena.
Hrvatska se suočila sa još zategnutijim bilansom. Potrošnja je porasla na 2.369 MW, dok je domaća proizvodnja iznosila svega 1.228 MW. Zemlji je bio potreban prosečan uvoz od 1.142 MW, uključujući oko 1.065 MW iz Mađarske. Zbog toga je CROPEX pratio kretanje HUPX-a, ali je imao izraženiji večernji rast cena.
Crna Gora je ostala neto uvoznik, sa potrošnjom od 447 MW i proizvodnjom od 320 MW. Ipak, izvoz preko podmorskog kabla prema Italiji nastavio je da donosi komercijalnu vrednost, podržavajući cenu BELEN-a od 140,79 evra/MWh. Italijansko tržište zadržalo je premiju veću od 36 evra/MWh u odnosu na Crnu Goru, podstičući tokove električne energije ka zapadu.
Rumunija je zabeležila najveći preokret tržišne pozicije, prelazeći sa prosečnog neto izvoza od 350 MW u utorak na očekivani neto uvoz od oko 450 MW. Proizvodnja je pala na 5.036 MW, dok je potrošnja porasla na 5.486 MW. Bugarska je Rumuniji isporučila približno 1.266 MW, čime je pomogla da se nadoknadi gubitak nuklearne proizvodnje.
Ovaj preokret objašnjava rast cene na tržištu OPCOM od 22,1 evro/MWh i malu rumunsku premiju u odnosu na HUPX. Zastoj u Černavodi pretvorio je Rumuniju iz regionalnog izvora fleksibilnosti u tržište kojem je potrebna dodatna podrška iz susednih sistema.
Bugarska je ostala glavno izvozno tržište regiona, sa proizvodnjom od oko 5.047 MW u odnosu na potrošnju od 3.915 MW. Izvezla je približno 1.266 MW prema Rumuniji, 294 MW prema Severnoj Makedoniji i 101 MW prema Srbiji, dok je uvezla oko 517 MW iz Grčke. Stabilna nuklearna proizvodnja u Kozloduju i dobra solarna proizvodnja podržali su niži nivo cena u Bugarskoj.
Grčka je proizvela oko 8.555 MW električne energije uz potrošnju od 7.493 MW, ostvarivši neto izvoz od 1.061 MW. Zemlja je snabdevala Bugarsku, Severnu Makedoniju i Albaniju, preokrenuvši poziciju u odnosu na raniji deo nedelje kada je bila neto uvoznik.
Grčko tržište pokazalo je uticaj visokog udela obnovljivih izvora. Prosečna vršna cena na HENEX-u iznosila je svega 42,70 evra/MWh, dok je cena tokom popodnevnog solarnog maksimuma pala na 0 evra/MWh. Međutim, večernje cene ostale su znatno više, potvrđujući da niske dnevne cene nisu uklonile širu napetost sistema.
Na nivou regiona, Mađarska i jugoistočna Evropa zahtevale su neto uvoz od 1.753 MW, što je povećanje od 518 MW. Uvoz iz Austrije i Slovačke prema Mađarskoj i Sloveniji porastao je, dok je izvoz prema Italiji smanjen. Region je zbog toga postao zavisniji od centralnoevropskog sistema uprkos kontinuiranoj italijanskoj potražnji.
Neto uvoz Mađarske povećan je na 1.162 MW. Zemlja je primala električnu energiju iz Slovačke, Rumunije i Slovenije, dok je deo energije izvozila prema Hrvatskoj. Bilans se značajno razlikovao prema vremenu isporuke, sa relativno stabilnim dnevnim periodom i velikom zavisnošću od susednih tržišta tokom večeri i noći.
Terminska tržišta ukazuju da trgovci očekuju nastavak pritisaka. Mađarski ugovor za 32. nedelju porastao je na 203,00 evra/MWh, povećavajući premiju u odnosu na Nemačku na 78 evra/MWh. Ugovor je od 20. jula porastao za 37,6 odsto, što odražava zabrinutost zbog visokih temperatura, nuklearne raspoloživosti i prekograničnih kapaciteta.
Avgustovski ugovor za Mađarsku takođe je porastao na 159,50 evra/MWh, dok je nemački ugovor za 32. nedelju pao na 125 evra/MWh, a italijanski ostao na 174 evra/MWh. Velika razlika između cena za 32. i 33. nedelju pokazuje da tržište najveći rizik od nestašice očekuje upravo u neposrednom periodu.
Tržišta goriva nisu bila uzrok rasta cena električne energije. Cene gasa su pale, emisijske jedinice EU blago oslabile, dok je tržište uglja ostalo uglavnom stabilno. Rast cena električne energije posledica je pre svega ograničene raspoloživosti proizvodnje, vremenskih uslova i ograničenja prekograničnih kapaciteta, a ne povećanja troškova goriva.
Glavni rizik za trgovanje ostaje koncentrisan u periodu od 19 do 22 časa, kada solarna proizvodnja opada, potražnja za hlađenjem ostaje visoka, a nuklearna proizvodnja smanjena. Grčka i Bugarska i dalje pružaju važnu regionalnu podršku, ali Srbija, Hrvatska i Rumunija ostaju najizloženija tržišta u slučaju novih ograničenja snabdevanja. Sa mađarskim terminskim cenama iznad 200 evra/MWh, tržište signalizira da bi zategnuti uslovi mogli potrajati i nakon isporuke električne energije za sredu.
