Cene električne energije za dan unapred u jugoistočnoj Evropi uglavnom su u petak pale, jer su manja potrošnja i snažan oporavak solarne proizvodnje ublažili regionalni bilans. Ipak, zavisnost od uvoza zadržala je Rumuniju, Crnu Goru, Bugarsku i Srbiju među skupljim evropskim tržištima električne energije.
Referentna cena na mađarskom tržištu HUPX pala je za 29,1 €/MWh, na 234,07 €/MWh, dok je na srpskom SEEPEX-u zabeležen pad od 18,4 €/MWh, na 242,27 €/MWh. Rumunija je ostala najskuplje veliko tržište u regionu, sa 250,35 €/MWh, a sledile su Crna Gora sa 246,60 €/MWh i Bugarska sa 245,91 €/MWh.
Cene su pale i u Sloveniji, Hrvatskoj i Severnoj Makedoniji. U Sloveniji je cena niža za 13,7 €/MWh, na 214,92 €/MWh, u Hrvatskoj za 13,2 €/MWh, na 220,86 €/MWh, a u Severnoj Makedoniji za 16,7 €/MWh, na 232,80 €/MWh.
Korekcija nije zahvatila sva tržišta: u Grčkoj je cena porasla za 24,5 €/MWh, na 225,80 €/MWh, a u Italiji za 15,1 €/MWh, na 240,44 €/MWh. Cena u Crnoj Gori istovremeno je porasla za 7,7 €/MWh.
Solarna proizvodnja oborila dnevne cene
Nemačka je ostala znatno jeftinije tržište, sa cenom od 137,59 €/MWh. Uprkos padu mađarske cene, razlika u odnosu na nemačko tržište iznosila je 96,49 €/MWh. Raspon je u odnosu na četvrtak sužen za oko 18 €/MWh, ali je i dalje bio dovoljno velik da ukaže na trajna ograničenja u prenosu i vrednost kapaciteta za prenos električne energije sa severa ka jugu.
Glavni faktor koji je vršio pritisak na cene bila je solarna proizvodnja. Njena proizvodnja u regionu prognozirana je na oko 5,15 GW, što je za više od 2 GW iznad prethodnog dana. Proizvodnja iz vetra naglo je pala, za gotovo 2,8 GW, na oko 795 MW, dok je potrošnja u regionu prognozirana na 31,31 GW, oko 1,26 GW manje nego u četvrtak.
Promena strukture proizvodnje dovela je do sve izraženijih razlika u cenama tokom dana. Bazna cena na HUPX-u iznosila je 234,1 €/MWh, ali su cene u periodu pojačane solarne proizvodnje usred dana padale do 86,7 €/MWh, da bi potom dostigle najviše 314,5 €/MWh.
Prosečna cena električne energije u vršnim satima na HUPX-u bila je samo 192,2 €/MWh, znatno ispod prosečnih 276 €/MWh u vanvršnim satima. To pokazuje da solarna proizvodnja sve više obara dnevne cene u tradicionalnim vršnim satima i pomera periode nestašice ka jutarnjim i večernjim časovima.
Razlike između dnevnih i večernjih sati
Sličan obrazac zabeležen je i na drugim tržištima u regionu. Prosečna cena u vršnim satima u Grčkoj iznosila je 197 €/MWh, u poređenju sa 254,6 €/MWh u vanvršnim satima. Minimalna cena na HENEX-u oporavila se na 90 €/MWh, nakon što se tokom prethodne sesije spustila blizu nule.
Rastuća razlika između sati sa visokom solarnom proizvodnjom i večernjih perioda postaje sve važniji signal za trgovce električnom energijom, fleksibilne elektrane i industrijske potrošače.
Uprkos padu promptnih cena, jugoistočna Evropa ostala je strukturno u deficitu električne energije. Neto uvoz u Mađarsku i zemlje jugoistočne Evrope prognoziran je na oko 3,62 GW, što je za 872 MW manje nego u četvrtak, ali je i dalje značajno. Uvoz iz pravca Austrije i Slovačke ostao je naročito visok, na oko 4,21 GW.
Istovremeno, region je prešao u neto izvoz ka Italiji, od oko 519 MW. To pokazuje da se električna energija kreće kroz više međusobno povezanih cenovnih zona, a ne samo iz zapadne Evrope ka jedinstvenom deficitu u jugoistočnoj Evropi.
Uvoz pokriva manjak u Srbiji i susednim zemljama
Rumunija je zabeležila jedan od najvećih deficita: prognozirana potrošnja iznosila je oko 6,30 GW, a proizvodnja svega oko 4,66 GW, što je značilo prosečan uvoz od blizu 1,63 GW. Mađarska je takođe u velikoj meri zavisila od uvoza. Potrošnja je iznosila oko 4,23 GW, dok je domaća proizvodnja bila približno 3,13 GW, uz uvoz od oko 1,10 GW.
Srbija je ostala još jedno značajno tržište u deficitu. Potrošnja je prognozirana na oko 4,01 GW, u poređenju sa proizvodnjom od približno 3,20 GW, pa je prosečna potreba za uvozom iznosila oko 809 MW.
Deficit pomaže da se objasni zašto je cena na SEEPEX-u ostala na 242,27 €/MWh, iako je u odnosu na prethodnu sesiju pala za gotovo 20 €/MWh. Srbija je trgovala po ceni oko 8 €/MWh višoj nego u Mađarskoj i za više od 100 €/MWh višoj nego u Nemačkoj.
To ukazuje na značaj prekograničnih kapaciteta, raspoloživosti domaće proizvodnje i potreba za balansiranjem za veleprodajne cene u Srbiji. Hrvatska je takođe ostala veliki uvoznik, sa deficitom od oko 863 MW.
Grčka je bila u suprotnoj poziciji: proizvodnja od oko 6,47 GW premašila je potrošnju od približno 5,24 GW, pa je zemlja ostvarila izvoz od oko 1,23 GW.
Mađarska kao uvozno i tranzitno tržište
Prekogranični tokovi pokazuju da Mađarska dobija sve važniju ulogu ne samo kao uvozno tržište već i kao tranzitno čvorište. Zemlja je u velikoj meri uvozila iz Slovačke i Austrije, dok je velike količine električne energije slala na istok, ka Rumuniji. Komercijalni tokovi iz Mađarske ka Rumuniji iznosili su oko 1,58 GW u baznom opterećenju.
Kombinacija uvoza iz jeftinijih zapadnih i srednjoevropskih tržišta i izvoza ka skupljim istočnim tržištima pokazuje rastuću ulogu Mađarske u regionalnom sistemu trgovine električnom energijom. Zbog toga je razlika između cena u Nemačkoj i Mađarskoj jedan od najvažnijih signala za trgovce u jugoistočnoj Evropi.
Iako se ka regionu prenosi nekoliko gigavata električne energije, raspoloživi prenosni kapacitet nije dovoljan da u potpunosti iskoristi razliku u cenama. Terminska tržišta su, u međuvremenu, ostala znatno čvršća nego što bi ukazivala na pad promptnih cena u petak.
Terminske cene i energenti ojačali
Terminska cena električne energije za 44. nedelju u Mađarskoj porasla je na 265,50 €/MWh, za 45. nedelju na 271,50 €/MWh, a za novembar na 255,50 €/MWh. Novembarski raspon između mađarske i nemačke terminske cene iznosio je oko 57,50 €/MWh, dok je raspon za 44. nedelju ostao blizu 90 €/MWh.
Ojačale su i cene energenata. Cena gasa na austrijskom CEGH-u porasla je na 91,77 €/MWh, u Grčkoj na 81,56 €/MWh, a cena dozvola za emisije ugljen-dioksida u EU na 86,47 €/tCO₂. Gas za novembar trgovao se po oko 91,50 €/MWh, dok je novembarski ugalj bio blizu 151 dolara po toni.
Razilaženje između nižih cena električne energije za dan unapred i snažnijih terminskih ugovora glavni je signal sa petkove sesije. Manja potrošnja i veća solarna proizvodnja privremeno su ublažile pritisak na promptna tržišta, ali je osnovna struktura regionalnog tržišta i dalje zategnuta.
Jugoistočna Evropa i dalje se oslanja na nekoliko gigavata uvoza, razlika između cena u Nemačkoj i Mađarskoj ostaje izuzetno velika, a Rumunija, Srbija, Bugarska i Crna Gora i dalje trguju uz značajnu premiju u odnosu na zapadnu Evropu. Tržište se zato sve manje određuje jedinstvenom dnevnom cenom, a sve više kretanjima cena unutar dana.
Solarna proizvodnja pritiska cene naniže usred dana, dok pad proizvodnje iz obnovljivih izvora prema večeri ponovo izlaže region uticaju gasa, uglja, uvoza i ograničenja u prenosu. Za trgovce, proizvođače i investitore u skladištenje energije, rastući raspon cena po satima postaje jedna od najvažnijih odlika tržišta električne energije u jugoistočnoj Evropi.
