Rast cena električne energije u Srbiji i Mađarskoj zbog zastoja nuklearne proizvodnje i vrhunske potražnje za hlađenjem

Tržište električne energije za dan unapred u jugoistočnoj Evropi zateglo se u sredu jer se rastuća potražnja za hlađenjem poklopila sa smanjenom raspoloživošću nuklearnih kapaciteta u Mađarskoj i Rumuniji. Dok je proizvodnja iz obnovljivih izvora držala cene niže u Grčkoj i Bugarskoj, pad nuklearne proizvodnje i operativni rizici na hidrološkim uslovima pojačali su pritisak na cenama širom centralnog i zapadnog regiona.

Najveći skokovi cena: Srbija prednjači, Mađarska ostaje blizu Nemačke

U Srbiji je bazna cena na SEEPEX-u porasla za 29,0 evra/MWh, na 145,50 evra/MWh. Time je bila 13,16 evra/MWh iznad Mađarske i viša od svih susednih tržišta osim Albanije. Hrvatska je zabeležila rast od 23,3 evra/MWh, na 138,73 evra/MWh, dok je Rumunija povećala cenu za 22,1 evro/MWh na 132,87 evra/MWh. Slovenija je porasla za 16,4 evra/MWh na 141,83 evra/MWh, a Crna Gora za 15,7 evra/MWh na 140,79 evra/MWh.

Na mađarskom tržištu HUPX referentna cena porasla je za 10,3 evra/MWh na 132,34 evra/MWh. Cena je ostala blizu Nemačke gde je dostignuta vrednost od 126,84 evra/MWh. Premija Mađarske u odnosu na Nemačku iznosila je svega 5,50 evra/MWh, ali razlika je prikrivala znatno napetiju situaciju na terminskom tržištu i izraženu volatilnost tokom večernjeg perioda povećane potrošnje.

Grčka i Bugarska spuštaju cene zahvaljujući obnovljivim izvorima

Suprotno tome, Grčka i Bugarska zabeležile su pad cena usled snažne proizvodnje iz obnovljivih izvora. Grčka je pala za 11,2 evra/MWh na 95,79 evra/MWh, dok je Bugarska smanjila cenu za 4,4 evra/MWh na 102,59 evra/MWh. Grčka se trgovala 36,55 evra/MWh ispod Mađarske i gotovo 50 evra/MWh ispod Srbije.

Albanija je ostala najskuplje regionalno tržište sa baznom cenom od 148,19 evra/MWh (uz dnevni pad od 10,1 evro/MWh). Severna Makedonija zabeležila je rast od 7,2 evra/MWh na 114,71 evra/MWh. Italija je ostala najskuplje tržište u regionu sa cenom od 177,13 evra/MWh.

Nuklearni zastoji duž Dunava: operativni uzrok rasta cena

Glavni razlog rasta cena bio je pogoršanjem raspoloživosti nuklearnih kapaciteta duž Dunava. Nuklearna elektrana Pakš u Mađarskoj smanjila je proizvodnju bloka 1 za oko 254 MW zbog izuzetno niskog nivoa reke koji ograničava uslove hlađenja. Istovremeno, rumunski proizvođač Nuclearelectrica uveo je blok 1 nuklearne elektrane Černavoda u kontrolisani zastoj.

Ukupna regionalna nuklearna proizvodnja smanjena je sa 5.560 MW na 5.018 MW (pad od ukupno oko 542 MW). U Mađarskoj je nuklearna proizvodnja pala sa 1.834 MW na 1.577 MW; rumunska sa 1.165 MW na 880 MW. Puni efekat rumunskog zastoja očekuje se u sredu jer je obustava rada počela tokom utorka.

Hidrološki uslovi ostali su direktan operativni rizik: protok Dunava bio je oko 4.691 kubni metar u sekundi.

Potražnja raste brže nego što obnovljivi izvori mogu da nadoknade

Smanjena nuklearna proizvodnja poklopila se s rastom regionalne potrošnje električne energije: prognozirana potrošnja iznosila je 32.490 MW (za dodatnih približno 1.417 MW više nego u utorak). Veća očekivana potrošnja zabeležena je u Mađarskoj, Grčkoj, Rumuniji, Bugarskoj, Sloveniji i Hrvatskoj zbog rasta temperatura i povećanih potreba za hlađenjem.

Iako su obnovljivi izvori pružili značajnu podršku—očekivana solarna proizvodnja bila je na nivou od 7.417 MW uz vetar na oko 2.455 MW—taj doprinos nije bio dovoljan da potpuno nadoknadi gubitak nuklearne proizvodnje i višu potrošnju.

Večernji skokovi cena otkrivaju napetost sistema nakon pada solarne proizvodnje

Neravnoteža između dostupnosti proizvodnje i potrošnje dovela je do velike razlike između dnevnih i večernjih cena. U Mađarskoj prosečna vršna cena iznosila je 92,00 evra/MWh dok je vanvršna dostigla čak 172,60 evra/MWh: minimalna cena bila je 11,80 evra/MWh u14:00 pre nego što skoči na rekordnih ili ekstremno visokih 267,60 evra/MWh u21:00.

Nemačka sledi sličan obrazac—pad do nule tokom popodneva i rast do oko263,60 evra/MWh tokom večeri—dok su skokovi bili još izraženiji u Sloveniji i Hrvatskoj: BSP do maksimalnih305,10 evra/MWh (u20:00), a CROPEX do289,90 evra/MWh.

Srbija takođe pokazuje zategnut bilans: SEEPEX cena nije padala ispod45,00 evra/MWh tokom dana pre nego što dostigne251,10 evra/MWh u21:00. Prosečna vršna cena bila je112,90 evra/MWn; vanvršna178,00 evra/MWn.

Zavisnost Srbije od uvoza pojačala premiju SEEPEX-a

Visoka minimalna dnevna cena ukazuje da solarna proizvodnja nije mogla da rastereti domaći bilans dovoljno rano ili dovoljno dugo—uz nastavak zavisnosti od uvoza. Potrošnja Srbije prognozirana je na3.457 MW dok je domaća proizvodnja procenjena na2.593 MW; to rezultira prosečnim neto uvozom od865 MW.

Tokom vršnih sati neto uvoz dostigao je1.173 MW. Srbija je energiju uglavnom dobijala iz Rumunije (uz tokove prema Severnoj Makedoniji), Hrvatske (uz tokove prema Bugarskoj) te Bosne i Hercegovine.

Zavisnost Srbije objašnjava premiju SEEPEX-a od13,16 evra/MWn u odnosu na HUPX: Srbija se takmičila za regionalnu energiju upravo kada je raspoloživost rumunske nuklearne proizvodnje opadala i kada je Hrvatska povećavala potrebu za uvozom—pa su smerovi tokova i raspoloživost prekograničnih kapaciteta postali ključni faktori formiranja cene.

Preokreti pozicija: Rumunija prelazi iz izvoznika ka neto kupcu

Rumunija beleži najveći preokret tržišne pozicije: sa prosečnog neto izvoza od350 MW u utorak prešla je na očekivani neto uvoz od oko450 MW. Proizvodnja je pala na5.036 MW uz istovremeni rast potrošnje na5.486 MW.

Bugarska je isporučila približno1.266 MW Rumuniji čime je pomogla da se nadoknadi gubitak nuklearne proizvodnje—što se vidi kroz rast cene na OPCOM-u od22,i1 evra/MWn uz malu rumunsku premiju naspram HUPX-a.

Zastoj u Černavodi pretvorio je Rumuniju iz regionalnog izvora fleksibilnosti u sistemu koji zahteva dodatnu podršku iz susednih mreža.

Tretman regiona kao jedinstvenog sistema: terminska signalizacija produženih pritisaka

Nakon današnjeg šoka cene nisu “nestale” ni kad su obnovljivi izvori donosili olakšanje tokom sredine dana—što potvrđuju satni profili koji ukazuju da pritisak traje posebno tokom večeri kada solarna proizvodnja opada a potrošnja ostaje visoka uz smanjenu nuklearnu dostupnost.

Terminska tržišta ukazuju da trgovci očekuju nastavak napetosti: mađarski ugovor za32-ju nedelju porastao je na203,o0 evra/MWn i time povećao premiju prema Nemačkoj na78 evra/MWn; ugovor od20.jula porastao je za37,i6%. Avgustovski ugovor takođe je porastao na159,o0 evra/MWn dok je nemački ugovor za32-ju nedelju pao na125 evra/MWn a italijanski ostao na174 evra/MWn.

Razlika između cena za32.i33.nedelju pokazuje da tržište najveći rizik od nestašice vidi upravo u neposrednom periodu nakon ovog obračuna.

Cene goriva nisu pokretač; fokus ostaje dostupnost proizvodnje i prekogranični kapaciteti

Cene gasa nisu bile uzrok rasta električne energije; gas je pao a emisijske jedinice EU blago oslabile dok je tržište uglja ostalo uglavnom stabilno. Rast cena električne energije posledica je pre svega ograničene dostupnosti proizvodnje—vremenskih uslova i ograničenja prekograničnih kapaciteta—a ne povećanja troškova goriva.

Kratkoročni rizik koncentrisan između19.i22 časa

Glavni rizik za trgovanje koncentrisan je u periodu od19 do22 časa kada solarna proizvodnja opada a potražnja za hlađenjem ostaje visoka uz smanjenu nuklearnu proizvodnju. Grčka i Bugarska pružaju važnu regionalnu podršku zahvaljujući obnovljivim izvorima; ipak su Srbija Hrvatska i Rumunija među najizloženijim tržištima ako dođe do novih ograničenja snabdevanja.

Sa mađarskim terminskim cenama iznad200 evra/MWn tržište signalizira da bi zategnute okolnosti mogle potrajati i nakon isporuke električne energije za sredu.