Pomračenje Sunca 12. avgusta: pad solarne proizvodnje od 9,7 GW zaoštrava večernje tržišne rizike u Evropi

Potpuno pomračenje Sunca 12. avgusta najpre će se osetiti kao nagli pad solarne proizvodnje, ali će se njegov pravi uticaj preliti na finansijski i operativni rizik na evropskom tržištu električne energije. U uslovima vedrog neba očekuje se smanjenje proizvodnje iz fotonaponskih elektrana za čak 9,7 GW, a glavni preokret u proizvodnji trebalo bi da se dogodi približno između 19:15 i 21:30 po srednjoevropskom letnjem vremenu (CEST).

Večernji period promene opterećenja povećava pritisak na balansiranje

Pomračenje će biti potpuno u delovima Španije i Portugala, dok će u velikom delu Evrope biti delimično. Direktan fizički uticaj na Balkan biće manji nego na Iberijsko poluostrvo, Francusku ili Italiju, ali tržišni efekat može biti širi jer se događaj dešava tokom večernjeg perioda kada solarna proizvodnja već opada, dok potražnja ostaje povišena zbog potreba za hlađenjem.

Za razliku od tipičnih vremenskih poremećaja koji otežavaju prognozu obnovljivih izvora, operatori prenosnih sistema mogu ovaj događaj predvideti znatno preciznije. To im daje prostor da unapred pripreme termoelektrane, hidrološke rezerve, baterije, upravljanje potrošnjom i prekogranične raspodele. Ključni problem je zato manje u prognozi, a više u tome kakvo je stvarno stanje tih resursa za balansiranje sistema.

Slabiji oslonac iz pojedinih izvora i smanjeni viškovi iz zapadne Evrope

U regionu Jugoistočne Evrope slika nije jednolična. Proizvodnja rumunskih hidroelektrana je slaba; jedan od dva reaktora nuklearne elektrane Černavoda snage 680 MW nije u pogonu, dok je rad preostalog bloka ponovo ugrožen zbog nastavka pada nivoa Dunava. Mađarska nuklearna elektrana Paks tek počinje da vraća proizvodne kapacitete nakon ozbiljnih ograničenja izazvanih visokim temperaturama rashladne vode. Slovenački reaktor Krško radi ispod uobičajenog nivoa zbog visokih temperatura Save.

Dodatno opterećenje dolazi iz zapadne Evrope kroz manji raspoloživi višak električne energije. Navodi se da bi proizvodnja francuskih nuklearnih elektrana mogla biti smanjena za čak 7,3 GW tokom podnevnog maksimuma u sredu, što odgovara približno 12% ukupnog francuskog nuklearnog kapaciteta. U Nemačkoj se očekuje pad proizvodnje energije iz vetra za 8,1 GW na oko 4,7 GW, odnosno približno 60% ispod sezonskog proseka.

Cene rastu u Francuskoj i Nemačkoj; to menja tokove ka istoku

Tržišna napetost već je vidljiva kroz kretanje cena dan unapred. Cena električne energije za dan unapred u Francuskoj porasla je 21,8% na 142,50 evra/MWh 11. avgusta, dok je nemački ugovor poskupeo 22,8% na 138,50 evra/MWh. Iako to nisu cene na tržištima jugoistočne Evrope, rast troškova u zapadnim zonama može smanjiti količinu jeftinije električne energije koja se može usmeriti ka istoku preko Austrije, Slovenije i Mađarske.

Ne očekuje se opšti prekid snabdevanja—ali volatilnost može biti veća

Samo pomračenje verovatno neće izazvati opšti poremećaj u snabdevanju. Njegov značaj za trgovinu leži u brzini promene proizvodnje: pružaoci pomoćnih usluga i rezervi moraće da apsorbuju pad solarne proizvodnje pa zatim i njen oporavak. Večernje tržište pritom se već oslanja na gasne i termoelektrane na ugalj, baterije i ograničene hidrološke kapacitete.

Zbog toga bi volatilnost na unutardnevnom tržištu mogla da bude veća od same promene dnevne bazne cene električne energije. Trgovci koji budu imali kratke pozicije tokom večeri suočiće se sa rizikom da se greške u prognozi oblačnosti (gde god ona postoji), potrošnje za hlađenje ili raspoloživosti nuklearnih reaktora nadovežu na predvidivi pad i ponovni rast solarne proizvodnje. Istovremeno, baterije koje nakon uobičajenog pražnjenja pri zalasku Sunca imaju preostalu energiju mogle bi imati posebno vrednu fleksibilnost upravo u periodu kada sistem traži brze korekcije.