Dan-unapred cene električne energije u Jugoistočnoj Evropi naglo su porasle za isporuku u ponedeljak, 24. avgusta, nakon povratka potrošnje na uobičajene radne nivoe posle vikenda. Mađarska, Rumunija, Bugarska, Slovenija i Hrvatska konvergirale su oko 170 €/MWh, dok su se Crna Gora i Albanija kretale u suprotnim smerovima, ukazujući na sve izraženije razlike između čvrsto povezanih centralnih tržišta i manje likvidnih perifernih tržišta.
Bazna cena na mađarskom HUPX-u iznosila je 170,26 €/MWh, što je povećanje od 61 €/MWh u odnosu na prethodni dan. Rumunija je zatvorila dan na 170,37 €/MWh, Bugarska na 169,70 €/MWh, Slovenija na 169,66 €/MWh, a Hrvatska na 169,45 €/MWh. Razlika između ovih pet tržišta bila je manja od 1 €/MWh. Grčka je sledila sa 167,55 €/MWh.
Srbija je ostala jeftinija, sa cenom na SEEPEX-u od 159,90 €/MWh, odnosno 10,37 €/MWh ispod Mađarske. Severna Makedonija je zabeležila 155,77 €/MWh, a Albanija 144,15 €/MWh. Crna Gora se kretala u suprotnom smeru, sa prosečnom cenom na BELEN-u od 186,69 €/MWh, dok je Italija ostala najskuplje veliko susedno tržište sa 192,76 €/MWh. Nemačka je bila na 143,18 €/MWh, što Mađarskoj daje premiju od približno 27 €/MWh.
Povratak radne potrošnje podigao cene
Glavni pokretač rasta cena u ponedeljak bio je povratak potrošnje na nivoe karakteristične za radni dan. Agregatna potražnja HU+SEE povećana je za 3,64 GW u odnosu na nedelju, na 32,72 GW, dok se proizvodnja oporavila na oko 30,52 GW. Region je zbog toga ostao neto u deficitu i zahtevao oko 2,19 GW neto uvoza.
Uvoz iz pravca Austrije i Slovačke dostigao je približno 2,91 GW, dok je region istovremeno izvozio oko 1,13 GW prema Italiji. Ovi tokovi ukazuju na kontinuiranu preraspodelu električne energije kroz Jugoistočnu Evropu, pri čemu severna i zapadna tržišta snabdevaju deficitarna područja, dok se raspoloživi višak usmerava prema Italiji.
Proizvodnja iz solarnih elektrana povećana je za gotovo 2,4 GW u odnosu na prethodni dan, dok je proizvodnja iz vetra ostala uglavnom nepromenjena. Dodatna fotonaponska proizvodnja pomogla je da cene tokom sredine dana ostanu niže uprkos značajnom oporavku potrošnje.
Večernji skok postaje ključni period za trgovanje
Satna struktura cena bila je znatno značajnija od samog pomeranja bazne cene. HUPX je pao na 85 €/MWh u H14, pre nego što je u H21 dostigao 257,5 €/MWh.
Mađarska cena u vršnom periodu prosečno je iznosila 146,9 €/MWh, naspram 193,7 €/MWh u periodu van vršnog opterećenja, što pokazuje da klasični proizvodi za vršno i vanvršno opterećenje sve slabije odražavaju stvarnu satnu strukturu tržišta.
Slična dinamika zabeležena je i na povezanim tržištima. Rumunija se kretala između 84,3 i 259,6 €/MWh, Bugarska između 84,4 i 258,7 €/MWh, dok je Grčka takođe dostigla 258,7 €/MWh. Hrvatska je zabeležila maksimum od 242,8 €/MWh.
Ovakva struktura odražava sve veći uticaj solarne proizvodnje na dnevne cene, nakon čega sledi nagli rast kada proizvodnja iz fotonaponskih elektrana počne da opada, dok potražnja ostaje visoka. Za kratkoročne trgovce, period H19-H22 stoga postaje posebno važan za upravljanje rizikom nestašice i naglih promena proizvodnje.
Mađarska ostaje zavisna od uvoza
Potrošnja u Mađarskoj dostigla je približno 4,30 GW, dok je domaća proizvodnja iznosila 3,21 GW, ostavljajući zemlji prosečnu potrebu za neto uvozom od oko 1,08 GW.
Slovačka je ostala najveći izvor uvoza, dok je i Austrija snabdevala mađarsko tržište. Istovremeno, Mađarska je izvozila prema Hrvatskoj, Srbiji i drugim susednim tržištima, u zavisnosti od promena satnih tokova.
Zanimljivo je da je ukupni prekogranični bilans Mađarske tokom vršnog perioda bio gotovo neutralan, sa oko 12 MW neto uvoza, dok je u periodima van vršnog opterećenja neto uvoz premašivao 2,15 GW. To pomaže da se objasni neuobičajen odnos između vršne i vanvršne cene i pokazuje koliko je važno analizirati satne tokove, a ne samo standardne blokove.
Srbija ostaje ispod regionalnog jezgra
Srbija je takođe ostala fizički u deficitu, iako je njena veleprodajna cena ostala ispod nivoa centralnog evropskog klastera. Domaća potrošnja prosečno je iznosila 3,79 GW, naspram proizvodnje od oko 3,26 GW, što je rezultiralo potrebom za neto uvozom od približno 522 MW.
Srbija je prvenstveno uvozila iz Bugarske, Severne Makedonije, Mađarske i Bosne i Hercegovine, dok su manji izvozni tokovi bili usmereni prema Crnoj Gori i Rumuniji.
Diskont SEEPEX-a prema HUPX-u od 10,37 €/MWh pokazuje da nacionalni odnos ponude i potražnje sam po sebi ne određuje regionalne cene. Prekogranični kapaciteti, uslovi na susednim tržištima i marginalni trošak raspoložive električne energije i dalje imaju značajnu ulogu u formiranju cene u Srbiji.
Grčka ponovo postaje neto izvoznik
Grčka se u ponedeljak vratila u poziciju neto izvoznika. Potrošnja je porasla na približno 7,50 GW, dok je domaća proizvodnja dostigla oko 8,06 GW, što je rezultiralo neto izvozom od približno 563 MW.
To predstavlja značajan preokret u odnosu na nedelju, kada je Grčka bila neto uvoznik sa oko 256 MW.
Izvoz je prvenstveno bio usmeren prema Italiji, Severnoj Makedoniji i Albaniji, dok je deo električne energije i dalje pristizao iz Bugarske. Grčki izvoz tokom vršnih sati dostizao je gotovo 1 GW, što je pomoglo da HENEX ostane nešto ispod tesno povezanog klastera Mađarske, Rumunije i Bugarske uprkos visokoj potrošnji povezanoj sa hlađenjem.
Crna Gora beleži snažno lokalno odstupanje
Crna Gora je bila najveći izuzetak na regionalnom tržištu. Bazna cena na BELEN-u dostigla je 186,69 €/MWh, već značajno iznad većine susednih tržišta, ali je satna kriva pokazala još izraženije odstupanje.
Prosečna cena električne energije u vršnom periodu iznosila je 220,4 €/MWh, dok je tržišni maksimum dostigao čak 450,2 €/MWh u H15. Cena u periodu van vršnog opterećenja prosečno je iznosila svega 153 €/MWh.
Ovaj skok nije bio zabeležen na susednim tržištima, što ukazuje na lokalni basis događaj, a ne na regionalnu nestašicu. Crna Gora je sama ostala u deficitu, sa potrošnjom od oko 473 MW i proizvodnjom od približno 335 MW, odnosno manjkom od oko 138 MW.
Ovaj slučaj pokazuje kako ograničena likvidnost i prekogranični kapaciteti mogu proizvesti velika odstupanja cena na BELEN-u čak i kada je šire regionalno tržište relativno dobro povezano.
Albanija šalje suprotan signal
Albanija je pružila potpuno drugačiji signal. ALPEX je zatvoren na svega 144,15 €/MWh, više od 26 €/MWh ispod HUPX-a, iako je domaća potrošnja od približno 1,15 GW premašila proizvodnju od oko 1,00 GW.
Zemlja je zbog toga morala da uveze oko 150 MW, ali je ipak ostala među najjeftinijim tržištima u regionu.
Kontrast između Crne Gore i Albanije posebno je značajan jer su obe zemlje bile fizički u deficitu. Njihove potpuno različite cene pokazuju značaj likvidnosti tržišta, raspoloživosti interkonekcija i lokalnih pravila formiranja ponude za veleprodajne cene na Zapadnom Balkanu.
Terminsko tržište ostaje opreznije
Terminska kriva pružila je znatno manje optimističan signal od spot tržišta.
Mađarska električna energija za 35. nedelju procenjena je na 143,50 €/MWh, što predstavlja pad od 8,6% tokom posmatranog sedmodnevnog perioda, dok je Nemačka za istu nedelju bila na 120 €/MWh, uz pad od 7,34%. Italija se kretala u suprotnom smeru, sa rastom od 6,55%, na 179 €/MWh.
Za 36. nedelju Mađarska je bila na 146,50 €/MWh, Nemačka na 126,50 €/MWh, a Italija na 179,50 €/MWh.
Mađarska terminska cena za narednu nedelju bila je tako gotovo 27 €/MWh ispod ponedeljne day-ahead cene na HUPX-u, što ukazuje da terminsko tržište trenutnu zategnutost spot tržišta ne vidi kao trajno stanje.
Na tržištima goriva zabeležen je rast cena. Austrijski CEGH gas za septembar porastao je za 8,94% tokom prikazanog perioda, dok je gas za četvrti kvartal poskupeo 8,06%. API2 ugalj za septembar povećao je cenu za 4,1%, a za četvrti kvartal za 2,79%.
Kombinacija viših cena goriva, slabijih terminskih cena električne energije u Nemačkoj i Mađarskoj i jačih cena u Italiji sugeriše da regionalni faktori ostaju važniji od samih cena goriva. Proizvodnja iz obnovljivih izvora, raspoloživost prekograničnih kapaciteta i dostupnost fleksibilne proizvodnje verovatno će ostati ključni kratkoročni pokretači cena.
Tržišni pogled
Ponedeljni rast cena stoga treba posmatrati manje kao početak širokog rasta cena električne energije u Jugoistočnoj Evropi, a više kao povratak radne potrošnje uz sve izraženiju satnu volatilnost.
Centralna tržišta ostaju tesno povezana na nivou baznih proizvoda, ali se prilike za trgovanje sve više pomeraju ka satnim spreadovima i basis pozicijama na perifernim tržištima. Večernji period posebno je važan, jer sa padom solarne proizvodnje raste vrednost fleksibilne proizvodnje i uvoza.
Trgovci će morati da prate period H19-H22, tokove iz pravca Austrije i Slovačke prema Mađarskoj, razliku između cena u Nemačkoj i Mađarskoj, trajnu premiju Italije u odnosu na SEE, potrebe Srbije za uvozom i razvoj izuzetno visokog basis-a u Crnoj Gori.
Snažna solarna proizvodnja može nastaviti da potiskuje cene tokom sredine dana, ali ograničena dostupnost dispečabilnih kapaciteta ili smanjena mogućnost uvoza tokom večernjeg perioda mogu zadržati visoku promptnu volatilnost, čak i ako terminski ugovori za nedeljnu baznu cenu ostanu relativno stabilni.
