Cene električne energije na tržištu za dan unapred u Jugoistočnoj Evropi naglo su porasle za isporuku u ponedeljak, 2. novembra. Bugarska, Grčka, Mađarska i Rumunija trgovale su po cenama iznad 309 €/MWh, uz povratak potrošnje karakteristične za radne dane i izraženu premiju u odnosu na Nemačku.
Bugarski IBEX zabeležio je najvišu baznu cenu u regionu, 317,78 €/MWh, što je za 55,8 €/MWh više nego u nedelju. Slede Grčka sa 312,94 €/MWh, Mađarska sa 310,29 €/MWh i Rumunija sa 309,74 €/MWh. Cena u Nemačkoj porasla je za samo 3,1 €/MWh, na 259,01 €/MWh, pa je razlika između Mađarske i Nemačke dostigla 51,28 €/MWh.
Rast razlike u odnosu na Nemačku bio je jedan od najuočljivijih signala trgovačke sesije. Pokazao je da je ponedeljni oporavak cena bio koncentrisan u centralnoj i jugoistočnoj Evropi, a ne deo sličnog rasta na širem kontinentalnom tržištu.
Potrošnja veća, ukupni uvoz manji
Prosečna potrošnja električne energije u regionu prognozirana je na 34.232 MW, što je za 3.441 MW više nego u nedelju. Ipak, neto uvoz u sistem Mađarske i Jugoistočne Evrope smanjen je za 591 MW, na 3.844 MW. Uvoz iz austrijsko-slovačkog jezgra pao je za 901 MW, na 3.024 MW, dok je uvoz iz Italije znatno porastao, na 928 MW.
Kombinacija znatno veće potrošnje i nižeg ukupnog uvoza ukazuje na to da je veći deo dodatne ponedeljne tražnje pokriven većom regionalnom proizvodnjom, a ne dodatnim snabdevanjem iz inostranstva. Prema podacima o regionalnom bilansu električne energije, proizvodnja je iznosila oko 30,4 GW, u poređenju sa 26,4 GW u nedelju. Potrošnja se istovremeno vratila iznad 34 GW.
Reakcija cena ipak je bila snažna, a satne krive na više berzi pokazale su usklađen rast tokom popodneva i večeri. Najviša ponedeljna cena na HUPX-u dostigla je 396,5 €/MWh, u Rumuniji i Bugarskoj po 395,4 €/MWh, a u Grčkoj 394,6 €/MWh. Srbija je zabeležila maksimum od 375 €/MWh, a Crna Gora 350 €/MWh. Usklađenost sati sa najvišim cenama na povezanim tržištima ukazuje na regionalni, a ne isključivo nacionalni cenovni događaj.
Srbija ispod skupljih susednih tržišta
Bazna cena na SEEPEX-u porasla je za 31,9 €/MWh, na 293,32 €/MWh, ali je ostala gotovo 17 €/MWh ispod mađarske i oko 24 €/MWh ispod bugarske cene. Srpsko tržište tako je učestvovalo u regionalnom rastu, ali se nije u potpunosti približilo skupljoj grupi tržišta na istoku. Vršna cena na SEEPEX-u porasla je na 331,1 €/MWh, dok se struja u periodima van vršnog opterećenja trgovala po 255,6 €/MWh. Dnevni minimum iznosio je 206 €/MWh, maksimum 375 €/MWh, a sedmodnevni prosek bazne cene u Srbiji 287,7 €/MWh.
Bilans Srbije nije pokazao uporediv rast potrošnje. Prosečna potrošnja iznosila je oko 4.037 MW, gotovo nepromenjeno u odnosu na nedeljnih 4.031 MW, dok je proizvodnja pala sa 2.930 MW na približno 2.890 MW. Zbog toga je neto potreba za uvozom porasla na oko 1.148 MW, sa 1.101 MW dan ranije.
To ukazuje da je rast cene na SEEPEX-u manje bio posledica naglog skoka potrošnje u Srbiji, a više promene cena na okolnim povezanim tržištima i kontinuirane strukturne izloženosti Srbije uvozu električne energije.
Manji uvozni deficit Crne Gore
Crna Gora je i dalje imala niže cene. Bazna cena na BELEN-u porasla je za 19,4 €/MWh, na 287,55 €/MWh, pa je bila oko 22,7 €/MWh niža nego u Mađarskoj, 25,4 €/MWh niža nego u Grčkoj i više od 30 €/MWh niža nego u Bugarskoj. Vršna cena dostigla je 310,7 €/MWh, a cena van vršnog opterećenja 264,4 €/MWh. Dnevni minimum bio je 226 €/MWh, a maksimum 350 €/MWh.
Potrošnja u Crnoj Gori uglavnom je bila stabilna, na oko 356 MW, dok je proizvodnja porasla sa nedeljnih 110 MW na približno 177 MW. Neto uvoz zemlje zato se smanjio sa oko 245 MW na 179 MW. Poboljšanje fizičkog bilansa pomoglo je Crnoj Gori da zadrži znatan cenovni diskont u odnosu na glavna istočna tržišta Jugoistočne Evrope, uprkos širem regionalnom rastu cena.
Albanija se odvaja od regionalnog rasta
Albanija je bila glavni izuzetak. Bazna cena na ALPEX-u pala je za 2,6 €/MWh, na 259,96 €/MWh, odnosno bila je oko 50 €/MWh niža nego u Mađarskoj i gotovo 58 €/MWh niža nego u Bugarskoj. Cena van vršnog opterećenja spustila se na 194,4 €/MWh, a dnevni minimum iznosio je svega 89,5 €/MWh. Vršna cena ostala je znatno viša, na 325,5 €/MWh.
Neuobičajeno širok raspon cena tokom dana u Albaniji dodatno oslikava sve veću fragmentaciju cena u Jugoistočnoj Evropi. Tržišta sa velikim udelom obnovljivih izvora mogu istovremeno imati relativno niske cene, dok su tržišta zavisna od termoelektrana i uvoza veoma skupa.
Mađarska postaje tačka pritiska na tržištu
Mađarska je pružila možda najjasniji pokazatelj zaoštravanja uslova. Potrošnja je porasla sa 4.540 MW u nedelju na 5.202 MW, dok je proizvodnja pala sa 3.532 MW na oko 3.264 MW. Neto potreba zemlje za uvozom tako je porasla sa približno 1.008 MW na 1.938 MW. Pogoršanje domaćeg elektroenergetskog bilansa pomaže da se objasni zašto se HUPX toliko odvojio od nemačkog tržišta.
Cene na terminskom tržištu ostale su povišene. Mađarska električna energija za 45. nedelju trgovala se po 327,50 €/MWh, za 46. nedelju po 333 €/MWh, a novembarski ugovor po 304,50 €/MWh. Novembarski ugovor poskupeo je za 11,5 €/MWh u odnosu na prethodnu sesiju, dok je cena za 46. nedelju porasla za 23 €/MWh. Cena gasa na CEGH-u iznosila je 105,39 €/MWh, dozvola za emisiju ugljen-dioksida u EU 89,19 €/t, a novembarskog uglja 148 $/t, čime je zadržan visok troškovni prag za proizvodnju iz termoelektrana.
Razlika između istočnih tržišta i Nemačke
Ključni signal sa tržišta 2. novembra nije samo rast cena u Jugoistočnoj Evropi nakon vikenda. Važnije je ponovno razdvajanje nemačkog tržišta od koridora koji čine Mađarska, Rumunija, Bugarska i Grčka. Srbija i Crna Gora ostale su ispod te skupe istočne grupe, dok se Albanija ponovo izdvojila kao tržište sa najnižim cenama u regionu.
Za trgovce i velike potrošače, takva struktura tržište deli na tri cenovna nivoa: skupo istočno jezgro sa cenama iznad 309 €/MWh, srednji koridor Srbije, Crne Gore i Severne Makedonije, na oko 288–294 €/MWh, i albansko tržište na približno 260 €/MWh. Povratak potrošnje karakteristične za radne dane, veći uvozni deficit Mađarske i razlika od 51 €/MWh između Mađarske i Nemačke biće ključni signali u narednoj sesiji. Trajanje takvih uslova pokazalo bi da je poslednji rast više od uobičajene normalizacije potražnje nakon vikenda.
