Cene električne energije na tržištima za dan unapred u jugoistočnoj Evropi porasle su u petak, pri čemu je Srbija postala najskuplje tržište u regionu. Slabija proizvodnja iz vetroelektrana, povećane potrebe za prekograničnim uvozom i ograničenja u raspoloživosti proizvodnih kapaciteta podigli su veleprodajne cene na nivo blizu 280 €/MWh.
Na srpskoj berzi SEEPEX prosečna cena porasla je za 24,8 €/MWh, na 277,57 €/MWh. Na mađarskoj berzi HUPX zabeležen je rast od 16,4 €/MWh, na 269,23 €/MWh, dok je cena u Rumuniji dostigla 261,92 €/MWh. U Bugarskoj je električna energija trgovana po prosečnoj ceni od 256,57 €/MWh.
Na crnogorskoj berzi BELEN cena je porasla na 239,78 €/MWh, potvrđujući da je rast veleprodajnih cena zahvatio i tržišta Zapadnog Balkana.
Do povećanja cena došlo je uprkos očekivanom smanjenju regionalne potrošnje električne energije za 428 MW, na 31.810 MW. Istovremeno, prognozirana proizvodnja iz vetroelektrana smanjena je za 1.662 MW, na 2.909 MW, što je značajno uticalo na regionalni bilans ponude i potražnje.
Regionalne cene: slabija proizvodnja iz vetra i veća zavisnost od uvoza
Povećane potrebe za uvozom dodatno su opteretile regionalno tržište. Neto uvoz porastao je za 1.023 MW, na 3.385 MW, dok je smanjena raspoloživost domaće proizvodnje povećala zavisnost od prekograničnih isporuka.
Istovremeni pad potrošnje i rast cena pokazuju da promene tražnje nisu bile presudan faktor kretanja spot cena. Veći uticaj imali su smanjenje proizvodnje iz obnovljivih izvora, raspoloživost konvencionalnih elektrana i uslovi trgovine na međusobno povezanim tržištima.
Najveći apsolutni rast među posmatranim tržištima zabeležen je u Grčkoj, gde je cena na berzi HENEX povećana za 45,6 €/MWh, na 206,18 €/MWh. Uprkos tome, Grčka je ostala najjeftinije tržište u posmatranoj grupi.
U Severnoj Makedoniji cena je porasla za 29,3 €/MWh, na 251,64 €/MWh, dok je u Bugarskoj zabeleženo povećanje od 23,3 €/MWh. Na albanskom tržištu cena je porasla za 7,5 €/MWh, na 257,08 €/MWh.
Regionalni rast cena pratilo je i zadržavanje značajnih razlika u odnosu na tržišta zapadne Evrope. U Nemačkoj je prosečna cena iznosila 210,67 €/MWh, što znači da je mađarsko tržište bilo skuplje za 58,56 €/MWh.
Satne cene: Srbija dostigla 405,10 €/MWh u večernjim satima
Kretanje cena po satima pokazalo je znatno izraženije oscilacije nego dnevni proseci. Najviša satna cena u Srbiji dostigla je 405,10 €/MWh u 19. satu, dok je na mađarskom tržištu u istom periodu zabeležen maksimum od 382,30 €/MWh.
U Albaniji je maksimalna satna cena dostigla 399 €/MWh. Rumunija i Bugarska zabeležile su vršne vrednosti od 356,90 €/MWh, odnosno 354,70 €/MWh.
Razlike između vršnih i vanvršnih perioda dodatno su ukazale na specifičnosti dnevne strukture cena.
Na srpskom tržištu prosečna cena tokom vanvršnih sati iznosila je 284,60 €/MWh, dok je tokom vršnih sati bila niža i dostigla 270,50 €/MWh. Sličan obrazac zabeležen je u Mađarskoj, gde je vanvršni prosek iznosio 281 €/MWh, a vršni 257,40 €/MWh.
Grčko tržište imalo je drugačiju dinamiku. Minimalna satna cena pala je na nulu oko podneva, dok je maksimalna vrednost tokom dana dostigla 321,10 €/MWh.
Regionalna proizvodnja smanjena, prekogranični tokovi promenjeni
Pogoršanje regionalnog proizvodnog bilansa bilo je jedan od ključnih faktora povećanja cena. Ukupna prognozirana proizvodnja električne energije smanjena je za 1.450 MW, na 28.425 MW.
Najveći deo pada odnosio se na proizvodnju iz vetroelektrana, koja je smanjena za 1.662 MW. Istovremeno je očekivana proizvodnja iz solarnih elektrana povećana za 233 MW, ali taj rast nije bio dovoljan da nadoknadi smanjenje proizvodnje iz vetra.
Značajne promene zabeležene su i u prekograničnim rasporedima isporuka, posebno na interkonekcijama sa Italijom.
Posmatrani region je u četvrtak ostvarivao neto izvoz električne energije u Italiju od približno 79 MW, dok je u petak prešao u poziciju neto uvoznika od 679 MW. Ukupna promena iznosila je 758 MW.
Istovremeno, zbirni uvoz preko austrijskih i slovačkih koridora povećan je za svega 83 MW, na 2.766 MW.
Bugarska je zabeležila jednu od najvećih promena u nacionalnom elektroenergetskom bilansu. Prognozirana potrošnja povećana je za 628 MW, na 4.361 MW, dok je proizvodnja smanjena za 248 MW, na 4.245 MW.
Takvo kretanje dovelo je do prelaska Bugarske iz pozicije neto izvoznika od 760 MW u četvrtak u poziciju neto uvoznika od 116 MW u petak.
U Rumuniji je potreba za neto uvozom povećana sa 641 MW na 818 MW, uz uglavnom nepromenjenu potrošnju. Istovremeno je grčki izvozno raspoloživi višak smanjen sa 1.657 MW na 1.176 MW zbog niže domaće proizvodnje.
Srbija: pad proizvodnje povećao potrebu za uvozom
Na srpskom tržištu smanjenje domaće proizvodnje bilo je izraženije od pada potrošnje, što je povećalo potrebu za prekograničnim snabdevanjem.
Prognozirana potrošnja smanjena je sa 3.969 MW na 3.753 MW, dok je domaća proizvodnja opala sa 2.942 MW na 2.693 MW.
Razlika između očekivane potrošnje i proizvodnje povećala je potrebu za neto uvozom na približno 1.060 MW, odnosno više od 28% prognozirane potrošnje.
Komercijalni rasporedi prekograničnih isporuka pokazali su značajne tokove električne energije prema Srbiji iz Bosne i Hercegovine, Bugarske, Severne Makedonije i Crne Gore.
Planirani prosečni uvoz iz Bosne i Hercegovine iznosio je 435 MW, iz Bugarske 304 MW, iz Severne Makedonije 317 MW, a iz Crne Gore 165 MW.
Uprkos ukupnom deficitu u elektroenergetskom bilansu, Srbija je istovremeno imala planirani prosečni izvoz od 406 MW prema Mađarskoj, što odražava složenost regionalnih komercijalnih tokova i prekogranične trgovine.
Prosečna cena na SEEPEX-u bila je viša od mađarske za 8,34 €/MWh, dok je razlika u odnosu na crnogorski BELEN iznosila 37,79 €/MWh.
Crna Gora: BELEN na 239,78 €/MWh uz intenzivnu prekograničnu trgovinu
Na crnogorskom tržištu prognozirana domaća proizvodnja električne energije iznosila je 348 MW, dok je očekivana potrošnja bila 330 MW. Na osnovu tih vrednosti, Crna Gora je raspolagala proizvodnim viškom od približno 18 MW.
Međutim, relativno uravnotežen domaći bilans nije značio i odsustvo značajnih prekograničnih tokova.
Komercijalni rasporedi uključivali su prosečan uvoz od 268 MW iz Italije, uz istovremeni izvoz od 165 MW prema Srbiji i 72 MW prema Kosovu.
Takva struktura tokova pokazuje važnu ulogu crnogorskog elektroenergetskog sistema u regionalnoj trgovini i prenosu električne energije između međusobno povezanih tržišta.
Prosečna cena na BELEN-u od 239,78 €/MWh bila je niža od cena u Srbiji, Mađarskoj, Rumuniji, Bugarskoj, Albaniji i Severnoj Makedoniji.
Razlika u odnosu na srpsko tržište od 37,79 €/MWh predstavljala je potencijalni podsticaj za prekograničnu trgovinu. Međutim, stvarna komercijalna isplativost takvih transakcija zavisi od raspoloživih prekograničnih kapaciteta, prava njihovog korišćenja, satnih razlika u cenama i troškova trgovanja.
Terminsko tržište: visoke cene u Mađarskoj i značajna premija u odnosu na Nemačku
Terminske kotacije na mađarskom tržištu pokazivale su da su visoke veleprodajne cene bile prisutne i u očekivanjima za naredne nedelje.
Bazna električna energija za isporuku tokom 43. nedelje kotirana je na 269,50 €/MWh, dok je ugovor za 44. nedelju iznosio 260 €/MWh. Za isporuku tokom novembra kotirana cena bila je 243,50 €/MWh.
Mađarski ugovor za 43. nedelju imao je premiju od 75,50 €/MWh u odnosu na odgovarajući nemački ugovor, dok se za 44. nedelju ta razlika smanjivala na 67 €/MWh.
Ovakva struktura terminskih cena ukazivala je na očekivanja tržišnih učesnika da će regionalne cene ostati povišene tokom narednih nedelja, uz postepeno smanjivanje premije u odnosu na zapadnoevropska tržišta.
Istovremeno, razlike između dnevnih i terminskih cena potvrđivale su značaj raspoloživosti proizvodnih kapaciteta, vremenski uslovljene proizvodnje iz obnovljivih izvora i mogućnosti prekogranične nabavke za formiranje cena električne energije u jugoistočnoj Evropi.
