Cene električne energije na dan unapred u jugoistočnoj Evropi snažno su se razlikovale za isporuku u utorak, 8. septembra, pošto je veća proizvodnja iz solarnih elektrana oborila cene tokom sredine dana, dok su Italija i delovi Zapadnog Balkana nastavili da beleže značajne premije.
Bazna cena električne energije na mađarskom tržištu HUPX ostala je gotovo nepromenjena na 176,58 evra/MWh, dok je Rumunija pratila ovaj nivo sa 176,65 evra/MWh. Srbija je zabeležila pad od 12,2 evra/MWh, na 178,33 evra/MWh, dok je Crna Gora zabeležila snažan rast od 51,4 evra/MWh, na 192,33 evra/MWh. Albanija je poskupela za 14,1 evra/MWh, na 182,25 evra/MWh. Grčka i Bugarska ostale su znatno jeftinije, sa prosečnim cenama od 145,93 evra/MWh i 157,98 evra/MWh, respektivno. Italija je i dalje imala najveću premiju u regionu, sa cenom od 224,46 evra/MWh, čime je razlika između Grčke i Italije dostigla 78,53 evra/MWh, dok je italijanska premija u odnosu na Mađarsku iznosila 47,88 evra/MWh.
Širenje geografskog raspona cena dogodilo se uprkos relativno uravnoteženim regionalnim tržišnim fundamentima. Potražnja za električnom energijom u jugoistočnoj Evropi i Mađarskoj prognozirana je na 31,47 GW, što je oko 827 MW više nego dan ranije, dok se očekivalo da će solarna proizvodnja porasti za više od 2 GW, na 7,98 GW. Proizvodnja iz vetra ostala je uglavnom stabilna na 2,33 GW. Region je i dalje bio neto uvoznik sa oko 1,26 GW, pri čemu su dotoci iz Austrije i Slovačke porasli na 2,19 GW, dok je približno 1,45 GW električne energije i dalje odlazilo prema Italiji.
Ovakva tržišna konfiguracija ukazuje na sve veći značaj prekograničnih ograničenja prenosa električne energije. Visoka dostupnost solarne energije bila je dovoljna da značajno obori cene tokom sredine dana, ali nije uspela da eliminiše premiju povezanu sa prenosnim kapacitetima prema zapadu, odnosno Italiji, niti lokalne premije koje se pojavljuju u delovima Zapadnog Balkana.
Mađarska predstavlja jasan primer rastuće intradnevne volatilnosti. Cene na HUPX-u pale su na svega 25 evra/MWh u 13. satu, pre nego što su skočile na 297,1 evra/MWh u 20. satu. Zbog toga je bazni prosek od 176,58 evra/MWh prikrio intradnevni raspon cena veći od 270 evra/MWh.
Slična cenovna dna izazvana solarnom proizvodnjom zabeležena su i na drugim tržištima. Grčka je dostigla 0 evra/MWh, dok je Bugarska pala na 20,2 evra/MWh, pre nego što su oba tržišta tokom večernjeg skoka potražnje porasla iznad 260 evra/MWh. Hrvatska je pratila sličan obrazac, sa padom na 28,1 evra/MWh, nakon čega je cena dostigla čak 304,5 evra/MWh.
Zapadni Balkan pokazao je znatno drugačiji cenovni profil. Minimalna cena u Srbiji ostala je na 96 evra/MWh, uz maksimalnu cenu od 284,1 evra/MWh, dok se u Crnoj Gori cena nije spuštala ispod 150 evra/MWh, a maksimum je dostigao 270 evra/MWh. Cenovni pad tokom sredine dana izazvan solarnom proizvodnjom stoga je bio znatno manje izražen u Srbiji i Crnoj Gori nego u Grčkoj, Bugarskoj i nekoliko centralnoevropskih tržišta.
Srbija je, ipak, bila među tržištima sa najizraženijim padom cena tog dana. Potreba za neto uvozom smanjena je na približno 458 MW, sa 578 MW dan ranije, dok je prosečna proizvodnja porasla na 3,07 GW, sa 2,91 GW. Rast proizvodnje nadmašio je povećanje potražnje, koja je dostigla 3,53 GW, u odnosu na 3,49 GW prethodnog dana. Srbija je nastavila da dobija električnu energiju iz nekoliko susednih tržišta, istovremeno održavajući izvoz prema Crnoj Gori, čime je njena premija u odnosu na HUPX smanjena na svega 1,75 evra/MWh.
Crna Gora se kretala u suprotnom smeru. Poravnanje cene na tržištu BELEN od 192,33 evra/MWh postavilo je crnogorsko tržište 15,75 evra/MWh iznad Mađarske. Crna Gora je ostala neto uvoznik sa približno 105 MW, iako je prosečan tok električne energije prema Italiji iznosio oko 503 MW. Uvoz iz Bosne i Hercegovine i Srbije tako je praktično podržavao i domaće potrebe i nastavak izvoza preko jadranskog koridora. Ova kombinacija pomaže da se objasni zašto je crnogorsko tržište zadržalo značajnu lokalnu premiju uprkos znatno nižim cenama na drugim tržištima jugoistočne Evrope.
Terminske cene električne energije takođe su porasle. Mađarska električna energija za 38. nedelju poskupela je za 6,5 evra/MWh, na 181 evro/MWh, dok je cena za 39. nedelju porasla za 5 evra/MWh, na 188 evra/MWh. Oktobarski ugovori povećani su za 3,5 evra/MWh, na 188 evra/MWh. Cena gasa na CEGH-u porasla je na 75,06 evra/MWh, dok su EU dozvole za emisiju ugljenika povećane na 84,74 evra/toni. Cene uglja blago su pale.
Najnoviji tržišni signali sve više ukazuju da su intradnevna i geografska izloženost, a ne regionalni bazni prosek, ključni faktori koji oblikuju rizike na tržištu električne energije. Mađarska, Rumunija, Hrvatska, Slovenija i Srbija grupisale su se oko 176-179 evra/MWh na baznom nivou, ali su ti proseci prikrili cene blizu nule ili u rasponu od 20-30 evra/MWh tokom sredine dana na nekoliko tržišta, nakon čega su večernje cene dostizale ili prelazile 300 evra/MWh.
Pošto Italija i dalje povlači približno 1,45 GW električne energije iz regiona, dok više od 2,1 GW ulazi u jugoistočnu Evropu i Mađarsku iz centralnoevropskog jezgra, prenosni kapaciteti, skladištenje energije i fleksibilna proizvodnja postaju sve vredniji. Kriva cena za 8. septembar još jednom pokazuje zašto fiksna zaštita od baznog rizika postaje sve slabiji pokazatelj stvarne fizičke izloženosti proizvođača, trgovaca i velikih industrijskih potrošača širom jugoistočne Evrope.
