Tržišta električne energije u jugoistočnoj Evropi ušla su u četvrtak sa povoljnijom prognozom proizvodnje iz obnovljivih izvora i manjom zavisnošću regiona od uvoza, ali poboljšanje fizičke dostupnosti električne energije nije bilo dovoljno da vrati cenovnu konvergenciju. Umesto toga, dan unapred tržište pokazalo je jedan od najjasnijih primera ove nedelje za nastavak fragmentacije regionalnih cena: Mađarska, Rumunija, Slovenija i Hrvatska završile su trgovanje u rasponu od 130 do 134 evra/MWh, Srbija i Bugarska formirale su srednji cenovni nivo, Grčka i Albanija trgovale su ispod 100 evra/MWh, dok su Crna Gora i Italija zadržale značajne premije.
Regionalni cenovni signal oblikovale su dve suprotstavljene sile. Prognozirana potrošnja električne energije u Mađarskoj i jugoistočnoj Evropi povećana je za 1.111 MW, odnosno oko 3,5 odsto, na 32.972 MW, usled rasta prosečne temperature za 1,4°C, na 25,8°C. Istovremeno, prognoze za obnovljive izvore energije značajno su poboljšane. Očekivana proizvodnja iz solarnih elektrana povećana je za 508 MW, na 7.767 MW, dok je proizvodnja vetroelektrana porasla za 767 MW, na 3.207 MW. Ukupno povećanje proizvodnje iz obnovljivih izvora od 1.275 MW bilo je dovoljno da pokrije rast potrošnje i smanji neto potrebu regiona za uvozom za 442 MW, na 1.410 MW.
Međutim, poboljšanje se više odrazilo na fizički bilans sistema nego na formiranje tržišnih cena. Uvoz iz Austrije i Slovačke prema Mađarskoj i Sloveniji ostao je visok i iznosio je 2.140 MW, iako je smanjen za 447 MW u odnosu na prethodni dan. Istovremeno, izvoz iz jugoistočne Evrope prema Italiji blago je povećan, na 888 MW, što znači da je region i dalje bio izložen istovremenom uticaju uvoza iz centralne Evrope sa severa i snažne tražnje Italije sa zapada.
Mađarska je ostala jedan od glavnih cenovnih pokretača regiona. Tržište HUPX završilo je trgovanje na nivou od 132,14 evra/MWh, gotovo nepromenjeno u odnosu na sredu, uprkos boljoj prognozi proizvodnje iz obnovljivih izvora. Potrošnja električne energije u Mađarskoj povećana je na 4.672 MW, dok je domaća proizvodnja procenjena na samo 3.174 MW, što je rezultiralo deficitom od 1.498 MW. Taj deficit bio je veći u odnosu na prethodni dan, kada je iznosio 1.208 MW, zbog čega je Mađarska ostala zavisna od uvoza čak i uz poboljšanu regionalnu dostupnost obnovljive energije.
Struktura satnih cena na mađarskom tržištu električne energije bila je značajnija od samog dnevnog proseka. Cena je pala na 12,20 evra/MWh u 14. satu, kada je proizvodnja iz solarnih elektrana bila najviša, da bi zatim porasla na 296,10 evra/MWh u 20. satu. Razlika od gotovo 284 evra/MWh između dnevnog minimuma i maksimuma pokazuje da dodatni fotonaponski kapaciteti obaraju cene tokom podneva, ali i dalje ne rešavaju problem večernje adekvatnosti sistema. Tržište sve više vrednuje fleksibilnost, mogućnost brzog povećanja proizvodnje i dostupnost prekograničnih kapaciteta, a ne samo ukupnu količinu energije.
Mađarska je zadržala premiju od 10,82 evra/MWh u odnosu na Nemačku, što je više nego dvostruko veći jaz nego prethodnog dana. Nemačka je završila na 121,33 evra/MWh, dok je Austrija ostala nešto skuplja od Mađarske sa 134,13 evra/MWh. Slovenija je gotovo potpuno pratila HUPX sa 132,19 evra/MWh, dok je Hrvatska završila na 130,96 evra/MWh. Ovaj severni cenovni klaster odražava sličnu izloženost smanjenoj raspoloživosti stabilne proizvodnje i kontinuiranoj potrebi za uvozom. Proizvodnja iz nuklearnih elektrana na posmatranim tržištima smanjena je za 552 MW, na 4.466 MW, usled ograničenja povezanih sa niskim vodostajem Dunava i manjom proizvodnjom velikih nuklearnih postrojenja.
Rumunija je pokazala sličan obrazac. Tržište OPCOM završilo je na 130,15 evra/MWh, svega 1,99 evra/MWh ispod Mađarske, dok je rumunska potrošnja trebalo da poraste za 172 MW, na 5.574 MW. Očekivana proizvodnja iznosila je 5.075 MW, ostavljajući Rumuniju sa deficitom od 499 MW. Uprkos tome, komercijalni tokovi prema Mađarskoj ostali su snažni tokom vršnih sati, uključujući prosečan tok iz Rumunije ka Mađarskoj od 1.224 MW. Rumunija je istovremeno u velikoj meri zavisila od uvoza električne energije iz Bugarske, pri čemu je tok iz Bugarske prema Rumuniji dostizao približno 1.641 MW na baznom nivou.
Bugarska je nastavila da funkcioniše kao jedno od glavnih izvoznih tržišta električne energije u regionu. Prognozirana proizvodnja od 4.998 MW premašila je potrošnju od 3.840 MW, stvarajući izvozni višak od 1.158 MW. Ipak, tržište IBEX povećalo je cenu za 9,80 evra/MWh, na 112,37 evra/MWh. Bugarska je ostala 19,77 evra/MWh jeftinija od Mađarske, ali je smanjila deo prethodnog diskonta zahvaljujući većem izvozu prema Rumuniji.
Bugarska satna kriva cena ostala je relativno niska tokom perioda jake proizvodnje iz solarnih elektrana, sa minimumom od 12,10 evra/MWh u 15. satu, dok je večernji maksimum dostigao 170,80 evra/MWh. Kombinacija nuklearnih kapaciteta i rastuće solarne proizvodnje omogućila je Bugarskoj stabilniju ponudu u odnosu na tržišta severnije u regionu. Njena sposobnost da tokom dela dana izvozi više od 1,6 GW prema Rumuniji bila je ključna za balansiranje rumunskog i mađarskog sistema.
Grčka je zabeležila jednu od najnižih cena na likvidnim tržištima u regionu. Tržište HENEX palo je za 3,30 evra/MWh, na 92,52 evra/MWh, čime je njen diskont u odnosu na Mađarsku povećan na 39,62 evra/MWh. Grčka vršna cena prosečno je iznosila svega 42,70 evra/MWh, dok su dnevne cene tokom podneva pale na nulu u 11. satu. Istovremeno, Grčka je prešla u prognoziranu izvoznu poziciju od 1.576 MW, u odnosu na 1.015 MW prethodnog dana.
Niža grčka cena bila je podržana blažim vremenskim uslovima, pri čemu je prosečna temperatura trebalo da padne za 2°C, na 26,8°C, smanjujući potrebe za hlađenjem u periodu dovoljne raspoloživosti obnovljivih i termalnih izvora. Velika razlika između Grčke i Mađarske predstavlja snažan signal za trgovinu električnom energijom od juga ka severu, ali ograničenja u prenosnim kapacitetima i nedovoljna regionalna povezanost tržišta sprečavaju potpuno korišćenje te razlike.
Srbija je zabeležila najveći dnevni pad cene među etabliranim regionalnim berzama. Tržište SEEPEX palo je za 40,70 evra/MWh, na 104,77 evra/MWh, čime je Srbija bila 27,37 evra/MWh jeftinija od Mađarske. Potrošnja električne energije trebalo je naglo da poraste na 3.859 MW, dok se proizvodnja oporavila na 3.317 MW. Kao rezultat toga, deficit je smanjen sa 865 MW na 543 MW, jer je rast proizvodnje nadmašio rast potrošnje.
Satna struktura cena u Srbiji bila je manje ekstremna nego u Mađarskoj. SEEPEX je dostigao minimum od 30,10 evra/MWh u 12. satu, dok je maksimum iznosio 208 evra/MWh u 20. satu. Srbija je nastavila da uvozi električnu energiju iz susednih sistema, uključujući prosečno oko 342 MW iz Severne Makedonije, 253 MW iz Bugarske i 85 MW iz Rumunije, dok je istovremeno izvozila oko 156 MW prema Crnoj Gori.
Pad cene na SEEPEX-u posledica je kombinacije bolje domaće raspoloživosti, snažnije regionalne proizvodnje iz obnovljivih izvora i jeftinijeg uvoza sa juga i istoka, a ne znak povratka trajnog suficita. Srbija je i dalje ostala zavisna od uvoza, posebno tokom vršnih sati, kada je deficit dostizao oko 881 MW.
Crna Gora je krenula u suprotnom smeru. Tržište BELEN povećalo je cenu za 10,90 evra/MWh, na 151,71 evra/MWh, postavši najskuplja berza električne energije u jugoistočnoj Evropi i ostavljajući cenu 19,57 evra/MWh iznad Mađarske. Potrošnja je povećana na 469 MW, dok je prognozirana proizvodnja iznosila svega 337 MW, stvarajući deficit od 132 MW.
Crnogorsko tržište zabeležilo je minimum od 53 evra/MWh u 9. satu i maksimum od 250 evra/MWh u 21. satu. Prosečna cena van vršnih sati dostigla je 180,30 evra/MWh, što pokazuje da nestašica nije bila ograničena samo na večernji period. Crna Gora je nastavila da prima električnu energiju iz Bosne i Hercegovine, Srbije, Albanije i Kosova, dok je preko podmorskog kabla prema Italiji prenosila približno 514 MW.
Italija je ostala dominantni spoljni cenovni reper regiona. Nacionalna cena u Italiji povećana je za 5,30 evra/MWh, na 182,43 evra/MWh, stvarajući premiju od 50,29 evra/MWh u odnosu na Mađarsku. Severna Italija završila je na 180,20 evra/MWh, dok je južna zona dostigla 184,60 evra/MWh. Minimalna dnevna cena ostala je izuzetno visoka, na 150,10 evra/MWh, što pokazuje da je italijansko tržište bilo pod pritiskom tokom celog dana.
Italijanska premija podržala je nastavak tokova električne energije prema zapadu iz Slovenije i Crne Gore i ograničila količine viškova balkanske proizvodnje koje bi mogle da ublaže pritisak u Mađarskoj i Hrvatskoj. Hrvatska je ostala tržište sa velikim deficitom, sa potrošnjom od 2.429 MW naspram proizvodnje od svega 1.155 MW. Potreba za neto uvozom povećana je na 1.274 MW, iako su povezanost sa Slovenijom i Mađarskom održale cenu na CROPEX-u blizu severnog regionalnog nivoa.
Terminsko tržište poslalo je još snažnije upozorenje u vezi sa zategnutošću mađarskog sistema. Mađarski proizvod za 32. nedelju povećan je za 9 evra/MWh, na 212 evra/MWh, dok je 33. nedelja porasla za 11,50 evra/MWh, na 157,50 evra/MWh. Premija 32. nedelje u odnosu na Nemačku proširena je na 84 evra/MWh, dok je Mađarska za isti proizvod bila 32,50 evra/MWh jeftinija od Italije.
Ovakva neuobičajena struktura cena, gde je Mađarska skuplja čak i od Nemačke i Italije u pojedinim ugovorima, pokazuje da trgovci ugrađuju značajnu premiju rizika za dostupnost električne energije u Mađarskoj i povezanim regionalnim sistemima početkom avgusta. Pomeranje cena dodatno je podržano energetskim tržištima: austrijski CEGH gas povećao se na 60,83 evra/MWh, emisijske jedinice EU porasle su na 82,02 evra/t, dok je API2 ugalj dostigao 122,50 dolara/t.
Jača proizvodnja iz obnovljivih izvora energije u četvrtak smanjila je trenutnu potrebu za uvozom, ali nije uklonila nestašicu ugrađenu u večernje cene i terminska tržišta. Glavna tržišna prilika i dalje ostaje rastuća razlika između jeftinijih južnih tržišta i skupih centara potrošnje u Mađarskoj i Italiji. Na kraju, mogućnost iskorišćavanja te vrednosti zavisi manje od ukupne regionalne proizvodnje, a više od dostupnosti prekograničnih prenosnih kapaciteta.
