Tržišta električne energije u Jugoistočnoj Evropi ostala su pod značajnim cenovnim pritiskom za isporuku 13. oktobra, pri čemu je Srbija zabeležila najvišu cenu električne energije na dan unapred među posmatranim regionalnim tržištima. Istovremeno, povećanje cenovne razlike između Mađarske i Nemačke ukazalo je na trajne prepreke približavanju cena električne energije u centralnoj i Jugoistočnoj Evropi.
Cena bazne električne energije na dan unapred na srpskoj berzi SEEPEX dostigla je 228,17 evra/MWh, što je za 2,60 evra manje u odnosu na prethodnu sesiju, dok je referentna cena na mađarskoj berzi HUPX pala za 11,90 evra, na 223 evra/MWh. Na crnogorskoj berzi BELEN cena je iznosila 206,40 evra/MWh, čime je zadržan značajan popust u odnosu na Srbiju i Mađarsku. U Grčkoj i Bugarskoj cene su se kretale oko 224,60 evra/MWh, potvrđujući da su visoke cene električne energije i dalje rasprostranjene u regionu, uprkos padovima zabeleženim na nekoliko tržišta.
Najznačajnija promena zabeležena je u Nemačkoj, gde je cena električne energije na dan unapred pala za 37 evra, na 160,23 evra/MWh. Time je cenovna premija Mađarske u odnosu na Nemačku porasla na 62,78 evra/MWh, što predstavlja povećanje od 25,10 evra. Ovakvo odstupanje odražava trajnu razliku između cena na nemačkom tržištu i skupljim istočnoevropskim tržištima, iako značajan prekogranični uvoz i dalje doprinosi snabdevanju električnom energijom u regionu.
Fizički bilans elektroenergetskog sistema ukazuje na napet odnos između potražnje i raspoložive ponude. Predviđeno je da potrošnja električne energije u Mađarskoj i Jugoistočnoj Evropi u utorak poraste za 858 MW, na 31.194 MW, dok se očekivalo da neto regionalni uvoz opadne za 732 MW, na 2.946 MW. Istovremeni rast potrošnje i smanjenje uvoza ukazuju na veći doprinos regionalne proizvodnje, ali ne i na dovoljan pomak koji bi cene u Jugoistočnoj Evropi približio nemačkom nivou.
Prognoze proizvodnje pružile su određeno olakšanje. Očekivalo se da proizvodnja električne energije u regionu poraste sa 26.659 MW na 28.249 MW, odnosno za 1.590 MW, što bi trebalo da omogući pokrivanje veće potrošnje uz smanjenje neto uvoza. Predviđeno je da proizvodnja iz vetra poraste za 1.458 MW, na 4.316 MW, čime bi se delimično nadoknadio pad solarne proizvodnje od 978 MW, na 2.685 MW. Ovi podaci ukazuju na to da veća proizvodnja iz obnovljivih izvora može smanjiti zavisnost od uvoza, ali ne mora nužno ukloniti regionalnu cenovnu premiju.
Srbija je ostala među tržištima sa najvećim apsolutnim obimom zavisnosti od uvoza. Prognozirana potrošnja električne energije iznosila je 3.728 MW, u poređenju sa domaćom proizvodnjom od 2.699 MW, što je ostavljalo potrebu za neto uvozom od približno 1.029 MW. Mađarska se suočila sa još većim deficitom od 1.570 MW, dok se očekivalo da Bosna i Hercegovina ostvari izvoz od 478 MW. Crna Gora je sa gotovo uravnoteženog bilansa u ponedeljak prešla na mali neto izvoz od 23 MW u utorak.
Elektroenergetski bilans Rumunije značajno se poboljšao, pri čemu se očekivalo da neto uvoz padne sa 1.190 MW na svega 253 MW, dok je domaća proizvodnja porasla na gotovo 6.000 MW. Bugarska je zabeležila suprotan trend, prešavši sa neznatnog neto izvoza od 9 MW na uvoz od 277 MW, dok se izvozni višak Grčke smanjio sa 585 MW na 168 MW.
Uprkos poboljšanju, Rumunija je i dalje izložena značajnim rizicima u proizvodnji električne energije. Očekuje se da oba reaktora nuklearne elektrane Černavoda ostanu van pogona najmanje do 21. oktobra, nakon izuzetno niskog vodostaja Dunava. Nuklearna proizvodnja i dalje je odsutna iz prikazanog rumunskog elektroenergetskog miksa, zbog čega je zemlja više oslonjena na hidroenergiju, vetar, gas i uvoz električne energije. Dalje pogoršanje hidroloških uslova ili slabija proizvodnja iz obnovljivih izvora mogli bi brzo da preokrenu poboljšanje njenog elektroenergetskog bilansa.
Kretanja cena na pojedinačnim berzama bila su neujednačena. Referentna cena na rumunskoj berzi OPCOM pala je na 218,37 evra/MWh, dok su cene u Hrvatskoj i Sloveniji smanjene na 214,46 evra/MWh, odnosno 212,83 evra/MWh. Nasuprot tome, cena na berzi MEMO u Severnoj Makedoniji porasla je za 17,40 evra, na 215,84 evra/MWh, dok je u Grčkoj zabeležen rast od 6,50 evra, na 224,57 evra/MWh. Ovakva suprotna kretanja naglašavaju značaj raspoloživosti proizvodnih kapaciteta u pojedinačnim zemljama, prekograničnih tokova i satnih obrazaca potrošnje, umesto oslanjanja na jedan pokazatelj regionalne ponude.
Cene na unutardnevnom tržištu ostale su promenljive. Satna cena na srpskom SEEPEX-u dostigla je 320 evra/MWh u osmom satu, dok je minimum iznosio 165 evra/MWh u drugom satu. U Mađarskoj je takođe zabeležen vrhunac od 284,30 evra/MWh u osmom satu, dok je najniža satna cena iznosila 164,40 evra/MWh. Na oba tržišta prosečne cene u satima van vršnog opterećenja bile su više od prosečnih cena tokom vršnih sati, što ukazuje na značaj uslova snabdevanja ujutru i uveče u odnosu na period trgovanja oko podneva.
Italija je pokazala još jedan oblik fragmentacije tržišta. Prosečna cena u južnoj zoni iznosila je svega 148,20 evra/MWh, uključujući jedan sat sa cenom od nula evra, dok je u severnoj Italiji prosek bio približno 224,60 evra/MWh. Razlika veća od 76 evra/MWh pokazuje kako ograničenja unutar prenosne mreže i obrasci proizvodnje iz obnovljivih izvora mogu izazvati značajne cenovne razlike čak i unutar jednog nacionalnog elektroenergetskog tržišta.
Terminska tržišta električne energije nisu pružila mnogo naznaka o održivom kratkoročnom padu cena. Bazna električna energija u Mađarskoj za 43. nedelju trgovala se po ceni od 246 evra/MWh, dok je cena za 44. nedelju iznosila 240 evra/MWh, nakon rasta od 15,50 evra. Mađarski terminski ugovor za novembar porastao je na 237 evra/MWh, zadržavajući premiju od 44 evra/MWh u odnosu na odgovarajući nemački novembarski ugovor, čija je cena iznosila 193 evra/MWh. Razlika između nemačkih i mađarskih cena za 43. nedelju dostigla je 52,50 evra/MWh.
Tržišta goriva i ugljenika dodatno su pojačala pritisak na terminske cene električne energije. Referentna cena gasa na austrijskom čvorištu CEGH porasla je za 4,50 evra, na 85,27 evra/MWh, dok su dozvole za emisiju ugljen-dioksida u EU poskupele za 1,40 evra, na 88,34 evra po toni. Viši troškovi gasa i emisija i dalje doprinose visokim troškovima proizvodnje iz termoelektrana, naročito kada proizvodnja iz obnovljivih izvora i uvoz ne mogu u potpunosti da zadovolje regionalnu potražnju.
Za trgovce električnom energijom, industrijske potrošače i investitore u obnovljive izvore energije, glavni rizik i dalje predstavlja kombinacija visokih apsolutnih cena, značajnih prekograničnih razlika i promenljivih satnih cenovnih raspona. Premije na terminskim tržištima ukazuju na to da tržište i dalje očekuje zategnute uslove tokom narednih nedelja, umesto da nedavni pad spot cena tumači kao početak održivog pojeftinjenja.
Bilans za 13. oktobar pokazuje osnovnu protivrečnost trgovanja električnom energijom u Jugoistočnoj Evropi: veća regionalna proizvodnja može značajno smanjiti uvoz, a da cene na većini berzi ipak ostanu iznad 200 evra/MWh. Sve dok dodatni fleksibilni proizvodni kapaciteti, skladištenje energije i raspoloživi kapaciteti za prekogranični prenos ne smanje zavisnost od proizvodnje iz termoelektrana koje određuju graničnu cenu i od ograničenog prekograničnog snabdevanja, kratkoročna poboljšanja vremenskih uslova verovatno neće ukloniti strukturnu cenovnu premiju električne energije u regionu.
