Cene struje u SEE pale u 33. nedelji, ali večernja premija ostaje zbog ograničene nuklearne i hidro ponude

Cene električne energije na tržištu dan-unapred u jugoistočnoj Evropi pale su tokom 33. nedelje, ali to smanjenje proseka ne odražava u potpunosti ono što se dešava u najskupljim satima. Iako je snažnija solarna proizvodnja oborila bazne cene tokom dana, ograničena raspoloživost nuklearne i hidroenergije nastavila je da zateže snabdevanje u večernjim satima, zadržavajući značajnu premiju regionalnih cena u odnosu na zapadnoevropska tržišta.

Proseci niži, ali razlika između dana i večeri postaje dominantna

Mađarska je između 10. i 16. avgusta beležila prosečnu cenu od približno 145 EUR/MWh, uglavnom u skladu sa Hrvatskom i Slovenijom, dok je Rumunija bila oko 143 EUR/MWh. Blisko integrisana tržišta centralne jugoistočne Evrope ostala su približno 24–26 EUR/MWh iznad šireg evropskog proseka.

Cene su bile niže na južnim i istočnim tržištima: Bugarska oko 129 EUR/MWh, Srbija 126 EUR/MWh, a Grčka približno 102 EUR/MWh. Italija je ostala glavno susedno tržište sa visokim cenama, na oko 172 EUR/MWh, što je podržalo nastavak izvoznih tokova iz jugoistočne Evrope.

Uprkos i dalje visokom regionalnom nivou cena, nedeljni proseci su značajno pali: Mađarska za oko 7%, Rumunija i Hrvatska za približno 8%, Bugarska za oko 11%, Srbija gotovo 19%, a Grčka približno 25%. Međutim, proseci za celu nedelju prikrili su znatno zategnutiju situaciju tokom večernjih sati, gde se sve više formira oštra razlika između jeftinih solarnih sati i skupocenije električne energije nakon zalaska sunca.

Praktično kretanje cena pokazuje taj obrazac. U Mađarskoj su cene u četvrtak pale sa približno 84 EUR/MWh tokom perioda snažne solarne proizvodnje na gotovo 339 EUR/MWh u 21. satu. Sličan scenario viđen je i u petak: cene su pale na oko 30 EUR/MWh oko podneva pre nego što su tokom večeri porasle iznad 260 EUR/MWh. Nedelja je dodatno pojačala dnevni raspon: Mađarska se kretala od oko 27 EUR/MWh sredinom dana do preko 206 EUR/MWh kasnije; Bugarska od približno 16 EUR/MWh do više od 205 EUR/MWh; Srbija od oko 10 EUR/MWh do više od 180 EUR/MWh.

Grčka je zabeležila jednu od najizraženijih kompresija cena pod uticajem solarne proizvodnje: nekoliko uzastopnih dnevnih sati trgovano je po cenama blizu nule, dok su večernje cene prelazile 200 EUR/MWh.

Večernja premija se hrani ograničenjima ponude

Jedan od ključnih razloga za trajnu regionalnu premiju ostaju ograničenja na strani ponude. U Mađarskoj se smanjena raspoloživost nuklearne elektrane Paks nastavila kao faktor koji utiče na ukupnu sliku snabdevanja. Paks obično obezbeđuje gotovo 2 GW kapaciteta i oko polovine domaće proizvodnje električne energije, ali su pojedini blokovi bili pogođeni izuzetno niskim nivoom Dunava. Iako je postepeni povratak drugog bloka tokom nedelje poboljšao raspoloživost, Mađarska je tokom perioda zategnutije ponude ostala u velikoj meri zavisna od uvoza—koji je tokom dela početka nedelje dostizao gotovo 2 GW.

Rumunija se suočila sa sličnim problemom u nuklearnoj elektrani Černavoda: prvi blok bio je isključen zbog izuzetno niskog nivoa Dunava, dok je operator Nuclearelectrica započeo kontrolisano gašenje drugog bloka 13. avgusta. Gubitak oba reaktora uklonio je iz rumunskog sistema približno 1,4 GW nuklearnog kapaciteta sa niskim varijabilnim troškovima, povećavajući oslanjanje na ugalj, hidroenergiju, obnovljive izvore i uvoz—posebno kada potražnja raste.

Hidrološki uslovi bili su nepovoljni i u Srbiji: proizvodnja u Đerdapu 1 iznosila je oko 20% uobičajenog nivoa, dok je Đerdap 2 radio sa približno 30% kapaciteta usled izuzetno niskih dotoka Dunava. Zbog toga se EPS morao osloniti na kupovinu električne energije na tržištu kako bi pokrio deo domaće potrošnje.

Kombinacija smanjene nuklearne raspoloživosti i slabe hidroproizvodnje povećala je vrednost fleksibilnih kapaciteta širom regiona—posebno tokom večernjeg perioda nakon prestanka solarne proizvodnje.

Povezanost ograničava razlike među centralnim SEE tržištima

Mađarska, Rumunija, Hrvatska i Slovenija zadržale su snažnu konvergenciju cena tokom cele nedelje. Tokom šest od sedam dana razlika između najviše i najniže cene unutar ove četiri zemlje ostajala je ispod približno 3 EUR/MWh. Visok stepen povezanosti ograničio je mogućnosti za dugotrajnije razlike između pojedinačnih tržišta centralnog SEE regiona.

Veće razlike ipak ostaju prisutne između centralnih tržišta i Grčke/Bugarske/Srbije/Italije. Prekogranični tokovi električne energije nastavili su da imaju važnu ulogu u balansiranju sistema: Mađarska je tokom pojedinih perioda početkom nedelje uvozila gotovo 2 GW, a kasnije jača proizvodnja iz obnovljivih izvora pomerila regionalni bilans ka blagoj neto izvoznoj poziciji—iako Mađarska sama ostaje značajan uvoznik.

Italija je nastavila da privlači električnu energiju iz regiona zbog strukturno višeg nivoa cena; izvoz ka Italiji premašivao je povremeno više od 1 GW, što je ograničilo prostor za dodatni pad cena u jugoistočnoj Evropi uprkos većoj proizvodnji iz obnovljivih izvora.

Terminske cene potvrđuju zategnutost uprkos padu nedeljnih proseka

Iako spot tržište pokazuje pad prosečnih baznih cena pod uticajem obnovljivih izvora i slabije vikend potražnje, terminske krive ukazuju da se napetost ne povlači jednako brzo kao dnevni proseci. U Mađarskoj terminska kriva nastavila je da pokazuje povišene regionalne troškove čak i nakon spot tržišta: nedelja 34 trgovana krajem nedelje bila je oko 157 EUR/MWh, dok su septembarski ugovori bili blizu 161 EUR/MWh. To znači da Mađarska ostaje približno 25–27 EUR/MWh iznad uporedivih nemačkih ugovora.

Pored toga, početne cene za ponedeljak (17. avgust) ukazivale su na oporavak nakon vikend pada: mađarski dan-unapred oporavio se na oko184 EUR/MWh; Slovenija i Hrvatska bile su blizu181 EUR/MWh; Rumunija oko173; Bugarska približno170; a Grčka oko153 EUR/MWh.

Šta to znači za trgovanje: fleksibilnost postaje presudna

Za kratkoročno trgovanje električnom energijom u jugoistočnoj Evropi sve veća razlika između sati sa snažnom solarnom proizvodnjom i skupljeg večernjeg perioda postaje važnija od samog kretanja baznih cena. Raspoloživost nuklearnih elektrana u Mađarskoj i Rumuniji, hidrološki uslovi na Dunavu, prognoze vetra i sunčeve proizvodnje te prekogranični prenosni kapaciteti ključni su faktori za formiranje večernje krive cena—dok rast fotonaponskih kapaciteta dodatno pojačava pritisak na dnevne cene.

Promena strukture cena takođe poboljšava ekonomiku baterija i drugih fleksibilnih kapaciteta: cene blizu nule tokom podnevnih sati uz večernje nivoe iznad200 EUR/MWh stvaraju atraktivnije intradnevne raspone čak i kada bazne cene deluju relativno stabilno na nivou cele nedelje.

Kako se udio solarne energije povećava, a raspoloživost nuklearnih i hidro kapaciteta ostaje zavisna od vremenskih uslova, vrednost fleksibilnosti sve više postaje jedna od ključnih karakteristika tržišta električne energije jugoistočne Evrope.