Cene električne energije na day-ahead tržištu naglo su porasle u velikom delu centralne i jugoistočne Evrope za isporuku u četvrtak, usled povećanih potreba za uvozom u regionu i skupih večernjih sati koji su nadjačali blago slabiju potrošnju.
Cena bazne energije na mađarskom HUPX-u porasla je za 42,7 evra/MWh, na 203,34 evra/MWh, dok je u Rumuniji dostigla 202,46 evra/MWh, u Sloveniji 201,43 evra/MWh, a u Hrvatskoj 201,38 evra/MWh. Srbija je zabeležila najveći dnevni rast među glavnim regionalnim tržištima, pri čemu je cena bazne energije na SEEPEX-u skočila za 65,1 evro, na 174,39 evra/MWh.
Bugarska je porasla na 188,50 evra/MWh, a Grčka na 183,60 evra/MWh, dok su se južnobalkanska tržišta kretala u suprotnom smeru, pri čemu je Crna Gora pala na 154,67 evra/MWh, a Severna Makedonija na 133,35 evra/MWh.
Regionalni rast cena dogodio se uprkos nešto slabijoj potrošnji. Kombinovana potrošnja Mađarske i zemalja jugoistočne Evrope prognozirana je na oko 31,59 GW, odnosno oko 227 MW manje nego prethodnog dana.
Veća promena dogodila se na strani ponude. Regionalna proizvodnja pala je na oko 29,61 GW, čime je povećan jaz u odnosu na potrošnju i ukupni neto uvoz podignut na oko 1,98 GW, odnosno približno 700 MW više nego dan ranije.
Uvoz iz centralnoevropskog jezgra povećan je na oko 1,99 GW, dok se razlika između day-ahead cena u Mađarskoj i Nemačkoj smanjila na oko 11,5 evra/MWh, sa 17,5 evra/MWh.
Mađarska postaje znatno zavisnija od uvoza
Mađarska je pružila najjasniji primer zaoštravanja tržišnih osnova.
Potrošnja je uglavnom ostala nepromenjena, na oko 4,75 GW, ali je domaća proizvodnja pala na približno 3,37 GW, sa 4,14 GW. Potreba Mađarske za neto uvozom zbog toga se više nego udvostručila, na oko 1,38 GW, sa 631 MW.
Pogoršanje mađarskog bilansa električne energije doprinelo je rastu cena na povezanim tržištima centralne i jugoistočne Evrope.
HUPX je ostao jedan od najvažnijih regionalnih cenovnih referentnih tržišta, posebno za Srbiju, Hrvatsku, Sloveniju i Rumuniju.
Satni profil pokazao je da je pritisak bio koncentrisan tokom večernjeg perioda povećanja potražnje.
HUPX je dostigao maksimum od oko 425,7 evra/MWh u 20. satu, dok je dnevni minimum iznosio 124,8 evra/MWh. Nemačka je dostigla oko 460,9 evra/MWh, dok su Hrvatska i Austrija takođe zabeležile maksimalne satne cene iznad 400 evra/MWh.
Ovakav obrazac odražava sve veći uticaj solarne proizvodnje na formiranje regionalnih cena. Solarna energija pomaže da se cene tokom sredine dana zadrže na nižem nivou, ali nagli pad fotonaponske proizvodnje pred zalazak sunca ostavlja sistem zavisnijim od termoelektrana, uvoza i fleksibilnih kapaciteta.
Srbija beleži dnevni skok od 65 evra/MWh
Srbija je pokazala jedan od najizraženijih primera ove volatilnosti.
Cena na SEEPEX-u porasla je na 174,39 evra/MWh, sa 109,3 evra/MWh, što predstavlja rast od približno 60% za samo jedan dan.
Maksimalna satna cena u Srbiji dostigla je 350 evra/MWh, dok je prosečna cena električne energije van vršnog perioda iznosila oko 188,2 evra/MWh, što je bilo više od nominalne prosečne cene u vršnom periodu od oko 160,5 evra/MWh.
Fizički bilans, međutim, promenio se relativno malo.
Potrošnja u Srbiji iznosila je oko 3,55 GW, proizvodnja približno 3,04 GW, a prosečan uvoz oko 516 MW, što je samo neznatno više nego prethodnog dana.
Rast cena stoga je, čini se, bio posledica regionalne oskudice i prenosa cena preko granica, a ne naglog povećanja potražnje u Srbiji.
Srbija je ipak zadržala značajan diskont u odnosu na Mađarsku, od gotovo 29 evra/MWh.
Ovaj raspon pokazuje da tržišta jugoistočne Evrope i dalje nisu u potpunosti konvergirana. Lokalna struktura proizvodnje, raspoloživi prekogranični kapaciteti i zagušenja i dalje stvaraju značajne razlike između susednih berzi.
Rumunija ostaje strukturno zategnuta
Rumunija je ostala još jedna tačka pritiska u regionalnom sistemu.
Potrošnja je iznosila oko 5,66 GW, u poređenju sa proizvodnjom od približno 5,19 GW, zbog čega je zemlja zavisila od oko 472 MW neto uvoza.
Nedostupnost nuklearne proizvodnje ostala je posebno važna. Sa elektranom Cernavodă van pogona, Rumunija se više oslanja na gas, ugalj, hidroenergiju, vetar i prekogranični uvoz električne energije.
Rumunija je u velikoj meri uvozila iz Bugarske, dok je tokom perioda vršnog opterećenja dobijala značajne količine električne energije i preko Mađarske.
Ova kombinacija podigla je cenu na rumunskoj berzi OPCOM na 202,46 evra/MWh, gotovo izjednačeno sa Mađarskom.
Bugarska je ostala veliki regionalni izvoznik, sa prosečnim neto izvozom od oko 1,47 GW, iako je to bilo manje od približno 1,77 GW prethodnog dana.
Veliki bugarski nuklearni kapaciteti nastavili su da predstavljaju važan oslonac regionalnog snabdevanja.
Crna Gora i Severna Makedonija izuzetak od regionalnog rasta
Južna tržišta kretala su se u suprotnom smeru.
Bazna cena na crnogorskom BELEN-u pala je na 154,67 evra/MWh, odnosno za oko 16,6 evra/MWh, nakon poboljšanja bilansa snabdevanja.
Proizvodnja u Crnoj Gori oporavila se na oko 253 MW, sa 117 MW, dok je prosečan uvoz smanjen na približno 147 MW, sa 296 MW.
Severna Makedonija zabeležila je još izraženije odstupanje.
Njena day-ahead cena pala je na 133,35 evra/MWh, oko 70 evra/MWh ispod Mađarske, dok je proizvodnja povećana na približno 697 MW, sa 449 MW.
Zemlja je prešla u prosečnu izvoznu poziciju od oko 285 MW, u poređenju sa samo 73 MW dan ranije.
Rezultat je bio veoma fragmentisano regionalno tržište, sa baznim cenama u rasponu od približno 133 evra/MWh u Severnoj Makedoniji do više od 203 evra/MWh u Mađarskoj, dok je Italija ostala još skuplja.
Gas dodatno pojačava pritisak
Tržišta električne energije suočavaju se i sa znatno skupljim gorivom.
Cena gasa na austrijskom CEGH-u porasla je na oko 80,80 evra/MWh, dok se evropska tržišta gasa kreću na najvišim nivoima od kraja 2022. godine.
Cena mađarske električne energije za 38. nedelju porasla je na oko 190,50 evra/MWh, dok je oktobarski ugovor dostigao oko 193,50 evra/MWh.
Terminske cene gasa za oktobar i četvrti kvartal iznosile su oko 81 evro/MWh i 80,50 evra/MWh, respektivno, dok su EU emisijske dozvole ostale blizu 85,6 evra po toni.
Visoke cene gasa i ugljenika povećavaju granični trošak fleksibilne termo proizvodnje upravo kada je regionu najpotrebnija — tokom večernjih sati, kada proizvodnja iz solarnih elektrana opada.
Za trgovce, 10. septembar stoga pokazuje tržište koje sve više oblikuje ne samo ukupna dnevna ponuda i potražnja, već i to kada su fleksibilni megavati dostupni.
Sve veći jaz između perioda sa visokom solarnom proizvodnjom tokom dana i večernjeg povećanja potražnje povećava vrednost baterija, hidro fleksibilnosti, upravljanja potrošnjom i satnog hedžinga. Na takvom tržištu dnevna bazna cena postaje sve manje potpuna mera komercijalne izloženosti.
