Tržišta električne energije u Jugoistočnoj Evropi zabeležila su snažan rast u petak, pošto su slabija proizvodnja iz solarnih elektrana, veće angažovanje termoelektrana i jači prekogranični uvoz pogurali cene za dan unapred ponovo iznad praga od 120 €/MWh na većini regionalnih berzi.
Mađarsko tržište za dan unapred na berzi HUPX zatvoreno je na nivou od 140,45 €/MWh, što je uglavnom nepromenjeno u odnosu na prethodni dan, ali je zadržalo poziciju jednog od najskupljih čvorišta u Centralnoj i Istočnoj Evropi. Rumunski OPCOM dodatno je porastao na 144,45 €/MWh, dok je bugarski IBEX dostigao 131,75 €/MWh, a hrvatski CROPEX završio trgovanje na 130,20 €/MWh. Srpski SEEPEX porastao je na 122,42 €/MWh, dok je grčki HENEX ostao strukturno niže pozicioniran sa 122,10 €/MWh, uprkos oporavku nakon prethodnih sesija sa nižim cenama.
Do oporavka tržišta došlo je nakon naglog pogoršanja regionalnog odnosa ponude i tražnje, pošto je proizvodnja solarne energije u regionu JIE + Mađarska pala za oko 1,5 GW u odnosu na prethodni dan. Ukupna proizvodnja iz fotonaponskih elektrana smanjena je na približno 4,5 GW, u poređenju sa skoro 6 GW tokom prethodne sesije, što je operatere sistema i trgovce primoralo da se u većoj meri oslone na uvoz i fleksibilnu proizvodnju iz termoelektrana.
Neto regionalni uvoz električne energije skočio je na približno 1.736 MW, što je povećanje od skoro 800 MW u odnosu na prethodni dan, dok je uvoz iz centralnoevropskog CORE regiona prema Mađarskoj i Jugoistočnoj Evropi premašio 1,7 GW. Istovremeno, proizvodnja iz gasnih elektrana povećana je za oko 550 MW, dok je proizvodnja iz vetroelektrana porasla za približno 665 MW, čime je delimično ublažen pad solarne proizvodnje.
Tržište je ostalo veoma osetljivo na intermitentnost obnovljivih izvora i večernje skokove opterećenja, posebno zato što se slabija dnevna solarna proizvodnja poklopila sa većom večernjom potrošnjom električne energije.
Region postaje sve zavisniji od fleksibilnih balansnih kapaciteta tokom ovakvih prelaznih sezonskih uslova. Čim solarna proizvodnja oslabi, čitavo tržište se praktično odmah vraća na oslanjanje na gas, uvoz i hidrobalansiranje sistema.
Razlika između cena u Mađarskoj i Nemačkoj značajno se povećala na oko 26,6 €/MWh, u poređenju sa nešto više od 4 €/MWh dan ranije, što je pokrenulo snažnije komercijalne tokove električne energije iz Austrije i Slovačke ka Mađarskoj i Balkanu.
Rumunija je nastavila da pokazuje najveću unutardnevnu volatilnost cena u regionu. Večernje satne cene na berzi OPCOM premašile su 300 €/MWh tokom kasnih pikova potrošnje, što odražava sve zategnutije uslove balansiranja sistema i rastuću zavisnost od fleksibilnih proizvodnih kapaciteta.
Uprkos jačem tržištu za dan unapred, udeo obnovljivih izvora energije u Jugoistočnoj Evropi ostao je visok. Hidroelektrane su činile oko 23 % regionalnog energetskog miksa, dok su solarna energija i nuklearna proizvodnja učestvovale sa po približno 16 %. Ugalj je doprinosio sa oko 19 %, a gas sa približno 14 % ukupne proizvodnje.
Gasna tržišta ostala su relativno stabilna, pri čemu su austrijski CEGH fjučersi za naredni mesec trgovani oko 45,9 €/MWh, dok su evropske dozvole za emisiju ugljenika ostale blizu nivoa od 75 €/t. Terminski ugovori za ugalj takođe su ostali stabilni iznad 110 dolara po toni, nastavljajući da podržavaju ekonomsku isplativost rada termoelektrana u balkanskim elektroenergetskim sistemima koji se i dalje snažno oslanjaju na ugalj.
U međuvremenu, zamah investicija u regionalnu energetsku infrastrukturu nastavio je da ubrzava. Bugarska je ove sedmice pustila u rad dva velika projekta vezana za fleksibilnost sistema, uključujući solarnu elektranu kompanije Rezolv Energy „St. George“ snage 225 MW, povezanu sa baterijskim skladištem kapaciteta 90 MW / 240 MWh, kao i samostalni baterijski sistem kompanije Enery snage 150 MW / 601,8 MWh kod Nove Zagore, koji trenutno predstavlja jedno od najvećih operativnih skladišta energije u Centralnoj i Istočnoj Evropi.
Ovi projekti dolaze u trenutku kada se evropski tržišni operateri pripremaju za sve izraženiju volatilnost cena, povezanu sa viškovima proizvodnje iz obnovljivih izvora i pritiscima na balansiranje sistema. Prema ažuriranim pravilima SDAC tržišta, usklađena minimalna cena poravnanja na evropskim tržištima za dan unapred biće smanjena sa -500 €/MWh na -600 €/MWh od 28. maja, nakon ponovljenih epizoda negativnih cena u više tržišnih zona tokom kraja aprila i početka maja.
