Solarni skok obara day-ahead cene u jugoistočnoj Evropi, ali rizici na strani ponude drže volatilnost visokom

Day-ahead cene električne energije u jugoistočnoj Evropi pale su 14. avgusta, ali signal za tržište nije bio jednostavan: jača solarna proizvodnja pritisnula je podnevne satove, dok su se volatilnost i napetost tokom večernjeg rampa zadržali. Za investitore i trgovce to znači da ni niže bazne cene ne uklanjaju rizik od naglih skokova kada se smanji doprinos sunca.

Pad cena na većini tržišta, uz široke intradnevne razlike

Mađarske, rumunske i centralno-jugoistočnoevropske day-ahead cene naglo su pale za isporuku 14. avgusta, jer je prognozirana solarna proizvodnja nadmašila uglavnom stabilnu potrošnju. Grčka je ostala najjeftinije tržište u regionu, dok je trajna premija na italijanskom tržištu nastavila da podržava regionalni izvoz.

U većem delu regiona satne krive su i dalje pokazivale zategnutost tokom večernjih sati i izuzetno široke intradnevne raspone, uprkos tome što su bazne cene niže. Bazna cena na mađarskom HUPX-u pala je za 19,90 evra na 143,76 evra/MWh. Rumunija je zabeležila pad od 20,60 evra na 142,91 evra/MWh, Slovenija od 21,50 evra na 144,19 evra/MWh, a Hrvatska od 20,90 evra na 143,95 evra/MWh.

Ta četiri tržišta ostala su tesno povezana: razlika između najviše i najniže cene iznosila je samo 1,28 evra/MWh. Austrija je sa cenom od 143,25 evra/MWh takođe ostala blizu tog regionalnog klastera.

Srbija je zabeležila najveći apsolutni pad—od 22,50 evra—na 134,72 evra/MWh. Bugarska je ostvarila cenu od 125,33 evra/MWh nakon pada od 13 evra. Albanija je pala za 11,30 evra na 135,33 evra/MWh.

Grčka je ostala najjeftinije tržište sa cenom od 96,98 evra/MWh (uz rast od 1,20 evra tokom dana), pri čemu je bila za 46,78 evra/MWh niža od HUPX-a. Na drugoj strani spektra Crna Gora je poskupela za 9,50 evra na 151,51 evra/MWh. Italija je ostala najskuplje veliko tržište sa cenom od 174,55 evra/MWh.

Solar menja dnevni profil cena: niske sredine dana i skuplji večernji sati

Prognozirana regionalna potrošnja iznosila je 31.835 MW—samo 54 MW više nego prethodnog dana—dok se ponuda promenila znatno više. Prognozirana solarna proizvodnja porasla je za dodatnih 1.916 MW, dok je proizvodnja iz vetra pala za 531 MW. Zbirno gledano, raspoloživost solarne i vetroenergije povećana je približno za 1.385 MW.

Rast solarne proizvodnje snažno je oborio cene tokom sredine dana. U Mađarskoj je minimalna satna cena pala na 29,60 evra/MWh u H12 (dok je dnevni maksimum dostigao 261,70 evra/MWh u H21), čime je intradnevni raspon iznosio čak 232,10 evra/MWh.

Na HUPX-u prosečna cena u vršnom periodu bila je svega 111,40 evra/MWh naspram znatno viših vrednosti van vrha—176,10 evra/MWh—što ukazuje na neuobičajen odnos: slabije cene tokom solarnih dnevnih sati i znatno snažnije cene tokom večernjeg rampa.

Obrazac se još jasnije video u Grčkoj: HEnEx je u H12 dostigao nultu cenu; prosečna cena u vršnom bloku pala je na 46,50 evra/MWh pre nego što se oporavila do maksimuma od 161,40 evra/MWh u H20.

Italijansko tržište imalo je čvršću cenovnu strukturu: nacionalna cena ostala je iznad 130 evra/MWh čak i na dnevnom minimumu i dostigla vrednost od 254,70 evra/MWh u H21. Trajna italijanska premija nastavila je da daje ekonomski podsticaj izvozu električne energije iz jugoistočne Evrope prema Italiji.

Izvoz raste ka Italiji uprkos slabijim baznim cenama

Sistem jugoistočne Evrope i Mađarske bio je prosečno neto izvoznik oko 471 MW—što predstavlja povećanje od približno 281 MW u odnosu na prethodni dan. Tokovi prema Italiji dostigli su oko 1.261 MW; to se uklapa u činjenicu da je italijanska cena bila viša za dodatnih 30,79 evra/MWh u odnosu na mađarsku.

Istovremeno se smanjio obim trgovanja prema Mađarskoj: prosečan uvoz iz Austrije i Slovačke prema Mađarskoj i Sloveniji iznosio je ukupno oko 894 MW (za oko 151 MW manje nego prethodnog dana).

U Grčkoj je potrošnja pala za oko 458 MW usled pada temperature od oko 1,6°C—što dodatno podržava višak električne energije i niske cene u zemlji. Grčka se pritom pojavila kao značajniji regionalni izvoznik zahvaljujući rastu proizvodnje iz obnovljivih izvora i nižoj domaćoj potrošnji tokom povoljnih vremenskih uslova.

Prompt terminski ugovori slabe; marže termoelektrana ostaju pod pritiskom

Padajući trend day-ahead cena prenet je i na mađarske prompt ugovore za električnu energiju: cena za narednu sedmicu (34.) pala je za oko četiri evra na oko156 ,50 evra/MWh; ugovor za sledeću sedmicu (35.) pao je za oko3 ,50 evra na oko157 ,00 evra/MVt; a septembar pojeftinio za oko1 ,50 evra na oko161 ,00 evra/MVt.

Ipak, mađarske terminske cene zadržale su premiju u odnosu na Nemačku kroz HU-DE spread: oko25 ,50 evra/MVt za period (34.), oko27 ,50 evra/MVt za (35.) i oko26 ,50 evra/MVt za septembar—iako su sva tri prompt spreada tokom sesije smanjena.

Kretanja na tržištima gasa i emisija dala su mešovite signale: CEGH gas pojeftinio je za oko1 ,20 evra na oko60 ,73 evra/MVth; EU emisione dozvole poskupele su za oko0 ,80 evra na oko82 ,74 evra po toni; a septembarski gas poskupio je za oko1 ,50 evra na oko61 ,50 evra/MVth. Kombinacija nižih prompt cena električne energije i viših kratkoročnih cena gasa mogla bi da pritisne marže termoelektrana van najskupljih večernjih sati.

Nuklearni rizici i vodostaj Dunava ključni su faktor ponude

Iako trenutni signal ukazuje na medveđi pritisak tokom perioda snažne solarne proizvodnje zbog slabijih podnevnih cena, prostor za dalji pad ograničen je rizicima sa strane ponude—posebno kada se približi vreme kada sunce prestaje da dominira miksom.

Oba reaktora nuklearne elektrane Černavoda u Rumuniji bila su van funkcije te uklonjena snaga predstavlja približno1 .360 MW kapaciteta koji inače pokriva gotovo petinu rumunske potrošnje električne energije. Rumunija traži regionalnu podršku i nastoji da zadrži gotovo900 MW kapaciteta na uglju nakon planiranog datuma povlačenja iz pogona.

Nizak vodostaj Dunava predstavlja rizik i za nuklearnu elektranu Pakš u Mađarskoj: započeti su radovi na vanrednim merama radi očuvanja dostupnosti rashladne vode. To ukazuje da dugotrajni uslovi suše mogu povećati ranjivost nuklearne proizvodnje.

Zbog toga trgovcima nije presudan samo pad baznih day-ahead cena već posebno povećana satna volatilnost: solarni kapaciteti spuštaju cene tokom sredine dana dok večernja nestašica može izazvati nagle skokove. Potencijal izvoza prema Italiji zajedno sa raspoloživošću nuklearnih kapaciteta i stanjem Dunava ostaju glavni faktori koji mogu zategnuti tržište ili preokrenuti trenutni medveđi trend prompt cena.