Cene električne energije u Jugoistočnoj Evropi naglo pale 23. aprila, ali intradnevna volatilnost ostaje visoka zbog solarne energije

Cene električne energije na dan unapred u Jugoistočnoj Evropi naglo su pale 23. aprila, pri čemu je većina tržišta zabeležila pad između 18 EUR/MWh i 32 EUR/MWh na dnevnom nivou. Pad je povezan sa manjim potrebama za uvozom i uravnoteženijim regionalnim sistemom, ali napetost koja se pojavljuje u večernjim satima i dalje je prisutna—što se vidi kroz i dalje izraženu intradnevnu volatilnost.

Day-ahead: najveći padovi u regionu, uz različite nivoe cena

Mađarski HUPX zatvorio je na 93,14 EUR/MWh (pad od 18,2 EUR/MWh), dok je rumunski OPCOM pao na 88,31 EUR/MWh (pad od 27,9 EUR/MWh). Bugarski IBEX zabeležio je 87,71 EUR/MWh (pad od 24,6 EUR/MWh). Grčki HENEX spustio se na 88,12 EUR/MWh, slovenački BSP na 74,61 EUR/MWh, a hrvatski CROPEX na 77,35 EUR/MWh.

Na zapadnom Balkanu cene su takođe skliznule: srpski SEEPEX na 65,99 EUR/MWh, crnogorski BELEN na 73,75 EUR/MWh, makedonski MEMO na 69,60 EUR/MWh i albanski ALPEX na 70,95 EUR/MWh.

Smanjen neto uvoz ublažio sistemsku zategnutost

Koordinisani pad cena širom regiona odražava ublažavanje sistemske zategnutosti. Neto uvoz u SEE pao je na 1.662 MW, što predstavlja smanjenje od 869 MW na dnevnom nivou. Glavni tokovi iz Austrije i Slovačke ka Mađarskoj i Sloveniji takođe su opali: ukupno su pali na 2.760 MW (pad od 497 MW), signalizirajući manju zavisnost od spoljnog snabdevanja.

Istovremeno se smanjila razlika između Mađarske i Nemačke na day-ahead tržištu: premija Mađarske spustila se na oko 28,9 EUR/MWh (oko 4 EUR/MWh manje). To sugeriše da se viši strukturni nivo cena u odnosu na Zapadnu Evropu postepeno smanjuje kako regionalni fundamentalni uslovi postaju povoljniji.

Stabilna potrošnja i dovoljna pokrivenost proizvodnjom

Regionalna potrošnja ostala je uglavnom stabilna na oko 30.640 MW (tek blago ispod prethodnog dana), dok je ukupna proizvodnja iznosila 28.265 MW. Mešavina izvora obezbedila je dovoljnu pokrivenost: hidro proizvodnja bila je na 7.067 MW, ugljem na 4.954 MW, gasom na 3.579 MW, nuklearnom energijom na 5.811 MW; solarna proizvodnja iznosila je 3.715 MW, a vetar 1.883 MW.

Solarni vrh pritiska dnevne cene—večernji ramping podiže rizik skokova

Iako su prosečne cene niže zbog poboljšanih sistemskih uslova i smanjene zategnutosti, intradnevna volatilnost ostala je izražena širom tržišta. Mađarska je zabeležila dnevni minimum od -64,2 EUR/MWh i maksimum od 277,0 EUR/MWh—raspon koji ukazuje na jak uticaj visokog solarnog vrha tokom dana i nagle večernje potrebe za rampingom.

Sličan obrazac pojavio se i drugde: Slovenija je trgovala između -44,3 EUR/MWh i 152,0 EUR/MWh; Rumunija između -3,2 EUR/MWh i 196,5 EUR/MWh. Srbija i Crna Gora nisu imale negativne cene (minimumi blizu nule), ali su ipak beležile vršne vrednosti iznad 150 EUR/MWh—što upućuje da se problem nestašice/napetosti prebacuje prvenstveno u večernje sate.

Šta stoji iza kretanja: vremenski uslovi i stabilnost goriva

Učesnici ukazuju da kombinacija poboljšanih vremenskih uslova i smanjenog sistemskog stresa objašnjava pad cena. Temperature širom SEE i Mađarske rastu u narednim danima što smanjuje pritisak na potrošnju; istovremeno solarna proizvodnja nastavlja da pritiska dnevne cene naniže.

Na strani goriva terminski indikatori ostali su uglavnom stabilni: austrijski gas procenjen je na 44,89 EUR/MWh; EU dozvole za emisije ugljenika iznosile su 74,41 EUR/t. To sugeriše da pad spot cena električne energije nije prvenstveno rezultat promena u cenama goriva ili emisija već kratkoročnih tržišnih faktora.

Izgledi: niže daytime cene uz nastavak večernjih skokova

Trgovci očekuju nastavak pritiska na dnevne (daytime) cene zbog rasta solarne proizvodnje i viših temperatura. Međutim, izražene večernje potrebe za rampingom i ograničena fleksibilnost sistema verovatno će zadržati snažne cenovne skokove u vršnim satima. Zbog toga se očekuje da će intradnevna volatilnost ostati visoka širom tržišta Jugoistočne Evrope.