Jugoistočnoevropske dnevne (day-ahead) cene električne energije naglo su porasle za ponedeljak, 19. oktobar, pošto se potražnja tokom radnih dana vratila, prognoze za obnovljive izvore bile slabije, a nastavak snažnih uvoznih potreba dodatno je zategao regionalni bilans snabdevanja. To je gurnulo Srbiju iznad 300 €/MWh i proširilo premiju u odnosu na zapadnoevropska tržišta.
SEEPEX tržište u Srbiji bilo je najskuplje u regionu na 300,22 €/MWh, što je rast od 46,3 €/MWh u odnosu na nedelju. HUPX u Mađarskoj sledio je sa 292,39 €/MWh, uz povećanje od 36,4 €/MWh, dok je Rumunija porasla na 281,07 €/MWh, Bugarska na 279,48 €/MWh, Albanija na 280,60 €/MWh, Severna Makedonija na 277,18 €/MWh, a Crna Gora na 276,23 €/MWh. Hrvatska je završila na 260,47 €/MWh, a Slovenija na 254,49 €/MWh. Grčka je ostala najjeftinije SEE tržište na 232,43 €/MWh, uprkos dnevnom rastu od 51,7 €/MWh.
Ovaj skok nije bio izolovan srpski događaj u cenama, već široko ponovno određivanje cena u regionu nakon vikenda. Svako od glavnih SEE day-ahead tržišta zabeležilo je snažan rast, pri čemu su povećanja išla od približno 36 €/MWh u Mađarskoj do gotovo 58 €/MWh u Albaniji.
Oporavak potražnje i veći uvoz zatežu bilans
Glavni pokretač bio je oporavak potrošnje električne energije u ponedeljak. Zbirna prognoza za potrošnju Mađarske i SEE iznosila je 31.426 MW, gotovo 3 GW više nego u nedelju. Istovremeno je regionalni neto uvoz porastao za 635 MW na 3.525 MW, što pokazuje da dodatna domaća proizvodnja nije bila dovoljna da pokrije kompletno povećanje opterećenja.
Uslovi za obnovljive izvore pružili su ograničenu podršku. Solar je bio prognoziran na 3.800 MW, što je pad od 677 MW iz dana u dan, dok se za vetar očekivalo 2.412 MW, 42 MW manje. Uvoz iz ključnih centralnoevropskih tržišta dostigao je 3.431 MW, što je dodatnih 132 MW više u odnosu na nedelju.
Podaci o širem bilansu dodatno potvrđuju sliku zatezanja. Regionalna potrošnja porasla je sa 28.454 MW u nedelju na 31.426 MW u ponedeljak, dok je uvoz rastao sa 2.889 MW na 3.525 MW. Proizvodnja u nedelju iznosila je 25.565 MW, pri čemu je hidroelektrana bila 3.236 MW, ugalj 6.763 MW, gas 4.796 MW, vetar 2.455 MW i solar 4.478 MW.
Srbija vodi po regionalnoj premiji
Najjači signal cena stigao je iz Srbije. SEEPEX je na 300,22 €/MWh trgovao 7,83 €/MWh iznad HUPX, oko 68 €/MWh iznad Grčke i gotovo 92 €/MWh iznad Nemačke.
Bilans Srbije u odnosu na nedelju poboljšan je, ali nije bio dovoljan da je odvoji od šireg regionalnog zatezanja. Potrošnja je porasla na 3.871 MW sa 3.629 MW, dok se proizvodnja oporavila na 2.650 MW sa 2.180 MW. Srbija je ipak ostala značajan neto uvoznik, u proseku oko 1.221 MW.
Satni profil bio je još značajniji za proizvođače, investitore u skladištenje i trgovce. SEEPEX je pao na dnevni minimum od 185 €/MWh oko H14, pre nego što je skočio na maksimum od 404 €/MWh u H19. Električna energija za vršno opterećenje u proseku je iznosila 297,7 €/MWh, a vanvršno 302,7 €/MWh, čime je naglašeno da oskudica nije ograničena samo na uobičajene poslovne sate.
Ovakav oblik dodatno jača komercijalni argument za fleksibilnu proizvodnju i baterije. Tržište sve češće pokazuje kombinaciju relativno blažih sati tokom podneva i potom veoma skupih večernjih skokova, čime se otvara potencijalno vredan arbitražni prozor i u danima kada je dnevna cena osnovnog opterećenja već visoka.
Crna Gora je pratila isti regionalni obrazac. BELEN je porastao za 39,6 €/MWh na 276,23 €/MWh, uz to da je satni maksimum dostigao 360 €/MWh. Minimalna cena i dalje je bila relativno visoka na 210 €/MWh, pa je Crna Gora imala manju kompresiju cena tokom dana nego što se vidi dalje na jugu.
Grčka pokazuje drugu stranu trgovine fleksibilnošću
Grčka je pružila najizraženiju ilustraciju sve veće volatilnosti intraday ekonomike električne energije.
HENEX je u proseku iznosio samo 232,43 €/MWh, gotovo 60 evra ispod HUPX, ali je satni raspon bio širok od svega 2,8 €/MWh do 375,8 €/MWh. Minimum se beležio tokom dnevnog perioda, dok je maksimum stigao u H21.
Vršne cene u Grčkoj u proseku su iznosile 171,6 €/MWh, u poređenju sa 293,2 €/MWh van vršnog perioda, što je neuobičajena struktura i odražava uticaj dnevne proizvodnje iz obnovljivih izvora, nakon čega sledi naglo ponovno određivanje cena u večernjim satima.
Ovo postaje jedno od najvažnijih obeležja trgovanja i investicija na tržištu jugoistočne Evrope. Same prosečne dnevne cene sve više prikrivaju vrednost fleksibilnosti. Sistemi sa većim udelom solarne energije mogu prelaziti iz gotovo nulte marginalne cene tokom delova dana do nekoliko stotina evra po megavat-satu tokom večernjeg rampiranja.
Albanija je pokazala sličan, izrazito večernji signal: njen maksimum dostigao je 449 €/MWh, najviši satni nivo među tržištima obuhvaćenim analizom, dok je dnevni prosek iznosio 280,60 €/MWh.
Nemački jaz ostaje ključni signal regionalnog ograničenja
Najvažniji prekogranični indikator i dalje je razlika između Mađarske i Nemačke.
Nemačka day-ahead cena električne energije iznosila je 208,44 €/MWh, u odnosu na 292,39 €/MWh na HUPX, pa je Mađarska imala premiju od 83,96 €/MWh. Razlika je proširena za 3,2 €/MWh u odnosu na nedelju, uprkos tome što je u region Mađarske i SEE ušlo više od 3,4 GW uvoza iz centralnih tržišta.
Austrija je trgovala na 236,72 €/MWh, a Italija na 262,63 €/MWh, što znači da je veći deo SEE i dalje bio znatno skuplji od zapadnih i centralnoevropskih centara snabdevanja.
Upornost te premije uprkos velikim uvozima predstavlja značajan signal za regionalno trgovanje i investicije u infrastrukturu. Ona ukazuje da pristup jeftinijoj zapadnoj električnoj energiji nije u stanju da u potpunosti ukloni premiju oskudice u jugoistočnoj Evropi tokom zategnutijih sati.
Terminske cene sugerišu da trgovci očekuju da se ekstremni uslovi na spotu ublaže, ali da ne nestanu.
Mađarski Week 43 kotiran je na 268 €/MWh, Week 44 na 262,50 €/MWh, a novembar na 246,50 €/MWh, dok je forward razlika Mađarska–Nemačka ostala izuzetno široka na 92 €/MWh za Week 43, 78 €/MWh za Week 44 i 55 €/MWh za novembar.
Cene goriva nude ograničene izglede za neposredno olakšanje. Austrijski CEGH gas iznosio je 89,56 €/MWh, novembarski gas 89 €/MWh, EUA dozvole za ugljenik 85,41 €/t, a novembarski ugalj 152,5 €/t, čime se održava povišeno okruženje marginalnih troškova za termoelektrane.
Tržište od 19. oktobra zato ukazuje na poznatu, ali sve izraženiju strukturu u SEE: snažna potražnja tokom radnih dana brzo se prevodi u veći uvoz i regionalne premije trocifrenih vrednosti u odnosu na Nemačku, dok se istovremeno tržišta sa većim udelom obnovljivih izvora suočavaju sa dubokim intraday oscilacijama cena. Srbija sa baznom cenom od 300 €/MWh i večernjim vrhom od 404 €/MWh pokazuje gde je koncentrisan neposredni rizik oskudice, ali širi investicioni signal je regionalan — dodatni prenos, skladištenje i fleksibilna proizvodnja postaju sve vredniji kako razlika između jeftinih sati iz obnovljivih izvora i skupih sati za balansiranje sistema raste.
