Cene električne energije u SEE na dan-unapred tržištu naglo porasle 21. avgusta, Srbija predvodi rast, HUPX iznad 174 evra/MWh

[[PRRS_LINK_1]] na dan-unapred tržištima u Jugoistočnoj Evropi značajno su porasle za isporuku u petak, 21. avgusta, pri čemu je Srbija zabeležila najveći rast u regionu. Rast cena na nemačkom i centralnoevropskim tržištima, zajedno sa zategnutijim bilansom ponude u Mađarskoj, pogurao je veliki deo centralne Jugoistočne Evrope ka rasponu od 170-175 evra/MWh.

Rast je bio široko rasprostranjen, ali neujednačen. HUPX je porastao za 12,7 evra/MWh, na 174,06 evra/MWh, dok je SEEPEX Srbija skočio za 35,8 evra/MWh, na 167,74 evra/MWh, odnosno oko 27 odsto u jednoj sesiji. Bugarska je porasla za 15,3 evra/MWh, na 169,08 evra/MWh, Grčka za 16,2 evra/MWh, na 162,73 evra/MWh, Hrvatska za 12,5 evra/MWh, na 173,82 evra/MWh, a Slovenija za 11,3 evra/MWh, na 173,18 evra/MWh.

Nemačka je zabeležila još snažniji rast od Mađarske, uz povećanje od 21,3 evra/MWh, na 169,56 evra/MWh. Time je mađarski premijum u odnosu na Nemačku smanjen na svega 4,50 evra/MWh, sa oko 13 evra/MWh dan ranije. Austrija, Hrvatska i Slovenija takođe su se približile HUPX-u, formirajući tesno povezanu cenovnu zonu centralne Evrope i Jadrana.

Južnije, međutim, cene su ostale znatno niže. Albanija je završila na 160,54 evra/MWh, Crna Gora na 153,93 evra/MWh, a Severna Makedonija na svega 140,58 evra/MWh. Severna Makedonija je tako trgovala gotovo 33,5 evra/MWh ispod Mađarske i više od 40 evra/MWh ispod Italije, koja je ostala najskuplje tržište u posmatranom regionu sa 180,91 evra/MWh.

Trgovanje u petak ponovo je pokazalo fragmentisanost tržišta električne energije u Jugoistočnoj Evropi. Region se praktično podelio na tri cenovna sloja: Italija i grupa Mađarska-Hrvatska-Slovenija-Austrija sa oko 173-181 evra/MWh; Rumunija, Bugarska i Srbija sa oko 168-170 evra/MWh; i južnobalkanska tržišta ispod 163 evra/MWh.

Najveći pomak zabeležen je u Srbiji.

Bazna cena na SEEPEX-u skočila je sa 132,0 evra/MWh u četvrtak na 167,7 evra/MWh u petak. Rast je obuhvatio čitavu dnevnu krivu, a ne samo večernje sate. Cena u pik periodu porasla je sa 127,3 evra/MWh na 160,2 evra/MWh, dok je cena van pika povećana sa 136,7 evra/MWh na 175,3 evra/MWh.

Minimalna satna cena u Srbiji takođe je naglo porasla, sa 75,3 evra/MWh na 130 evra/MWh, dok je maksimalna cena povećana sa 200 evra/MWh na 231 evro/MWh. Minimum je zabeležen oko 11. sata, a dnevni maksimum oko 20. sata.

Ovakva struktura ukazuje na šire zaoštravanje bilansa elektroenergetskog sistema Srbije, a ne na izolovani događaj večernje nestašice. Čitav cenovni minimum pomeren je značajno naviše.

Rast cena dogodio se uprkos nižoj potrošnji električne energije u Srbiji. Prosečna potražnja pala je na oko 3,735 GW, sa 3,981 GW dan ranije, dok je proizvodnja smanjena još više, sa približno 3,609 GW na 3,344 GW. Kao rezultat, Srbija je postala neto uvoznik oko 391 MW, u odnosu na približno 372 MW prethodnog dana.

Planirani komercijalni tokovi dodatno pokazuju značaj regionalnih interkonekcija. Srbija je na baznom nivou uvozila približno 349 MW iz Bugarske, 203 MW iz Severne Makedonije i 110 MW iz Mađarske. Istovremeno je izvozila oko 146 MW prema Hrvatskoj, 107 MW prema Rumuniji i 75 MW prema Crnoj Gori.

Ovi tokovi takođe pokazuju zašto prekogranični rasporedi ne prate uvek jednostavne razlike u dan-unapred cenama. Srbija je uvozila električnu energiju iz Mađarske i Bugarske, uprkos njihovim višim cenama, dok je istovremeno izvozila prema jeftinijoj Crnoj Gori. Nasleđena prava na prekogranične kapacitete, bilateralne pozicije i nepovezane granice i dalje sprečavaju balkansko tržište da funkcioniše kao potpuno integrisano spot tržište.

Mađarska je ostala jedan od glavnih regionalnih cenovnih repera.

Bazna cena na HUPX-u dostigla je 174,1 evro/MWh, iako je dnevna kriva pokazala neuobičajenu strukturu. Cena u pik periodu prosečno je iznosila samo 169,9 evra/MWh, u poređenju sa 178,3 evra/MWh van pika. Minimalna satna cena i dalje je bila relativno visoka, na 135,7 evra/MWh, dok je večernji maksimum dostigao 222,7 evra/MWh.

Inverzija između pik i vanpik cena sve je karakterističnija za letnja tržišta sa visokim udelom solarne energije. Snažna fotonaponska proizvodnja obara cene tokom tradicionalnih dnevnih pik sati, dok večernji rast potražnje nakon zalaska sunca pomera neke od najskupljih perioda u sate koji su se istorijski smatrali vanpik periodom.

Osnovni bilans mađarskog sistema ostao je zategnut. Potrošnja je iznosila oko 4,137 GW, dok je domaća proizvodnja dostigla svega oko 2,882 GW, zbog čega je Mađarska zavisila od približno 1,255 GW neto uvoza.

Ključni faktor ostaje ograničena raspoloživost nuklearnih kapaciteta u Paksu usled izuzetno niskog vodostaja Dunava. Mađarska očekuje postepeno ponovno pokretanje pogođenih blokova od 23. avgusta, dok bi puna proizvodnja potencijalno mogla biti obnovljena do 27-28. avgusta, nakon vanrednih radova usmerenih na povećanje nivoa rashladne vode.

Dok se dodatni nuklearni kapaciteti ne vrate u pogon, Mađarska mora da nadomesti značajan deo uobičajeno jeftine bazne proizvodnje uvozom i skupljom domaćom proizvodnjom. To nastavlja da podržava cene na HUPX-u uprkos snažnoj letnjoj solarnoj proizvodnji.

Snažnije nemačko tržište ipak je promenilo prekograničnu ekonomiku regiona. Sa nemačkom dan-unapred cenom od 169,56 evra/MWh, HU-DE raspon smanjen je na svega 4,50 evra/MWh. Istovremeno, prosečan uvoz iz jezgra Austrija-Slovačka prema Mađarskoj i Sloveniji smanjen je na oko 1,051 GW, odnosno za približno 261 MW u odnosu na prethodni dan.

Širi mađarski i SEE sistem ostao je neto uvoznik oko 923 MW, u odnosu na 693 MW u prethodnoj sesiji. Regionalna potrošnja povećana je za približno 358 MW, na oko 32,49 GW.

Veća potražnja, smanjena raspoloživost nuklearnih kapaciteta i jača susedna tržišta tako su nadjačali rastući doprinos proizvodnje iz obnovljivih izvora.

Solarna proizvodnja bila je prognozirana na približno 8,35 GW, skoro 0,95 GW više nego prethodnog dana, dok je proizvodnja iz vetra ostala gotovo nepromenjena, na oko 1,96 GW. Uprkos dodatnoj solarnoj proizvodnji, cene su porasle na većini tržišta.

Solarna proizvodnja sve više utiče na oblik cenovne krive, a ne toliko na njen ukupan nivo. Podnevne cene ostaju pritisnute nadole, ali naglo rastu pre i nakon glavnog perioda proizvodnje iz fotonaponskih elektrana.

Rumunija i Bugarska gotovo su se potpuno izjednačile, sa cenama od 169,58 evra/MWh i 169,08 evra/MWh, respektivno.

Nacionalni bilans Rumunije bio je blizu ravnoteže, uz potražnju od oko 5,73 GW, proizvodnju od približno 5,71 GW i neto uvoz od svega oko 24 MW. Međutim, nacionalni bilans prikriva veoma intenzivnu prekograničnu aktivnost.

Rumunija je na baznom nivou bila planirana kao izvoznik oko 1,06 GW prema Mađarskoj, dok je istovremeno uvozila približno 1,01 GW iz Bugarske. Tokom pik sati izvoz prema Mađarskoj povećan je na oko 2,62 GW, dok je uvoz iz Bugarske dostizao gotovo 1,79 GW.

Rumunija tako sve više funkcioniše kao važan tranzitni koridor, prenoseći električnu energiju sa Balkana prema Mađarskoj i centralnoj Evropi, umesto da samo balansira sopstveni domaći sistem.

Bugarska je ostala jedan od najvećih izvoznika u regionu. Proizvodnja od približno 5,08 GW premašila je domaću potrošnju od oko 3,95 GW, što je rezultiralo prosečnim neto izvozom od oko 1,13 GW.

Bazni komercijalni tokovi uključivali su približno 1,01 GW prema Rumuniji, 349 MW prema Srbiji i 180 MW prema Severnoj Makedoniji.

Međutim, bilans Bugarske postaje sve osetljiviji na hidrološke uslove. Blok 5 nuklearne elektrane Kozloduj trebalo je da smanji proizvodnju za oko 120 MW 21. avgusta zbog izuzetno niskog vodostaja Dunava, što predstavlja prvo vremenski uslovljeno smanjenje ove vrste u istoriji rada elektrane.

Iako je smanjenje relativno malo u odnosu na ukupnu bugarsku proizvodnju, ono ukazuje na širi regionalni problem. Nizak vodostaj reka istovremeno utiče na proizvodnju hidroelektrana, uslove za hlađenje nuklearnih elektrana i ekonomiku termoelektrana u delovima centralne i Jugoistočne Evrope.

Grčka je imala drugačiju tržišnu sliku.

Uprkos rastu od više od 16 evra/MWh, HENEX je ostao relativno jeftin na 162,73 evra/MWh, oko 11,3 evra/MWh ispod HUPX-a i 6,4 evra/MWh ispod Bugarske. Grčka je istovremeno ostala značajan izvoznik električne energije.

Prosečna grčka proizvodnja dostigla je približno 7,87 GW, u odnosu na potrošnju od oko 6,90 GW, što je rezultiralo neto izvozom od gotovo 968 MW.

Komercijalni rasporedi pokazali su oko 308 MW prema Bugarskoj, 184 MW prema Albaniji, 354 MW prema Severnoj Makedoniji i 171 MW prema Italiji na baznom nivou. Tokom pik sati tok iz Grčke prema Bugarskoj povećan je na oko 752 MW.

Satna kriva HENEX-a jasno pokazuje uticaj solarne proizvodnje. Minimalna cena pala je na svega 76,7 evra/MWh oko 12. sata, dok je večernji maksimum dostigao 223,6 evra/MWh oko 19. sata.

Raspon od gotovo 147 evra/MWh između podnevnog minimuma i večernjeg maksimuma pokazuje razmere izazova fleksibilnosti sistema tokom dana koji donosi visok udeo solarne energije. Grčka može imati relativno nisku prosečnu dnevnu cenu, izvoziti značajne količine električne energije, a istovremeno beležiti veoma skupe večernje sate.

Sličan obrazac vidljiv je i u Severnoj Makedoniji.

MEMO je ostao najjeftinije tržište u regionu sa 140,58 evra/MWh. Njegova podnevna minimalna cena pala je na svega 50,3 evra/MWh, dok je večernji maksimum dostigao 208 evra/MWh.

Severna Makedonija bila je približno izbalansirana na domaćem nivou, sa potrošnjom od oko 483 MW i proizvodnjom od približno 461 MW. Međutim, prekogranični tokovi ostali su značajni u odnosu na veličinu sistema. Zemlja je uvozila električnu energiju iz Grčke i Bugarske, dok je izvozila prema Srbiji i Kosovu, potvrđujući svoju ulogu tranzitnog tržišta između južnog i severnog Balkana.

Crna Gora je pružila još jedan primer vrednosti koju stvara regionalna fragmentacija cena.

BELEN je završio na svega 153,93 evra/MWh, više od 20 evra/MWh ispod HUPX-a i gotovo 27 evra/MWh ispod Italije.

Crna Gora je ostala umereni neto uvoznik, sa potrošnjom od oko 478 MW, proizvodnjom od 368 MW i neto uvozom od približno 109 MW. Ipak, komercijalni izvoz prema Italiji ostao je na oko 387 MW.

Zemlja je tako uvozila električnu energiju sa nekoliko balkanskih tržišta, dok je istovremeno značajne količine prenosila preko podmorskog interkonektora ka znatno skupljem italijanskom tržištu. Bazni tokovi uključivali su uvoz iz Bosne i Hercegovine, Srbije, Albanije i sa Kosova, uz istovremeni izvoz prema Italiji.

Ovo potvrđuje ulogu Crne Gore ne samo kao domaćeg tržišta već i kao važnog tranzitnog i arbitražnog koridora između zapadnog Balkana i Italije.

Hrvatska je imala drugačiju strukturu. Uprkos tome što je CROPEX gotovo u potpunosti konvergirao sa HUPX-om, na 173,82 evra/MWh, Hrvatska je ostala veliki uvoznik, sa približno 950 MW neto uvoza uz potrošnju od oko 2,54 GW. Uvoz je dolazio iz Mađarske, Slovenije, Srbije i Bosne i Hercegovine.

Slovenija je takođe bila neto uvoznik, sa oko 335 MW, uprkos svojoj nuklearnoj proizvodnoj bazi, i trgovala je na gotovo identičnom nivou kao Mađarska i Hrvatska.

Italija je ostala regionalni cenovni maksimum sa 180,91 evra/MWh. Kao rezultat toga, većina SEE tržišta približila se Italiji, umesto da italijanske cene dodatno porastu. Premijum Italije u odnosu na HUPX smanjen je na oko 6,85 evra/MWh, dok je razlika u odnosu na Crnu Goru ostala blizu 27 evra/MWh, a u odnosu na Severnu Makedoniju premašila 40 evra/MWh.

Tržišta goriva pružila su dodatnu podršku cenama električne energije. CEGH cena gasa u Austriji porasla je za 1,7 evra/MWh, na 66,25 evra/MWh, dok je grčki gas povećan na 55,4 evra/MWh, a cena emisijskih jedinica EU dostigla približno 82,45 evra/tCO₂. Septembarska cena uglja API-2 takođe je porasla na 125,5 evra/t.

Na ovim nivoima, fleksibilna termo proizvodnja ostaje relativno skupa, podržavajući cene električne energije znatno iznad nivoa koji se obično povezuju sa avgustovskim tržištem sa visokim udelom obnovljivih izvora. Više cene gasa posebno su važne jer smanjena raspoloživost nuklearne i hidroenergije povećava verovatnoću da gasne elektrane tokom večernjih sati postanu marginalni proizvođači koji određuju cenu.

Terminsko tržište, međutim, i dalje je značajno ispod promptnih cena.

Mađarska nedelja 35 trgovala je oko 147,50 evra/MWh, nedelja 36 na 148 evra/MWh, a septembar na 159 evra/MWh, u poređenju sa dan-unapred cenom HUPX-a iznad 174 evra/MWh. Spot tržište je tako nosilo premijum od približno 26,5 evra/MWh u odnosu na 35. nedelju i oko 15 evra/MWh u odnosu na septembar.

To ukazuje da trgovci trenutni rast cena i dalje posmatraju prvenstveno kao kratkoročno zaoštravanje tržišta, a ne kao trajnu strukturnu promenu.

Očekivani povratak dodatnih kapaciteta Paks-a u rad predstavlja najjasniji potencijalni faktor za pritisak na cene. Ako pogođeni blokovi ponovo budu pokrenuti od 23. avgusta, a elektrana dostigne približno punu proizvodnju do 27-28. avgusta, potreba Mađarske za uvozom trebalo bi značajno da se smanji, što bi moglo osloboditi električnu energiju za susedna tržišta i smanjiti premijum HUPX-a.

Ipak, smanjenje proizvodnje Kozloduja, kontinuirano nepovoljni hidrološki uslovi i visoke cene gasa i dalje ograničavaju prostor za pad cena.

Trgovanje u petak stoga je bilo manje posledica jednostavnog rasta regionalne potražnje, a više rezultat međusobnog delovanja smanjene raspoloživosti fleksibilnih kapaciteta, skupih goriva, prekograničnih ograničenja i promenljive proizvodnje iz obnovljivih izvora.

Rast Srbije od 35,8 evra/MWh predstavlja najjasniji primer. Cene su naglo porasle uprkos nižoj domaćoj potrošnji, jer je proizvodnja u Srbiji pala još više, susedna tržišta su ojačala, a minimalna satna cena povećana je sa 75 evra/MWh na 130 evra/MWh.

Istovremeno, Grčka, Severna Makedonija i Crna Gora zadržale su značajne cenovne diskonte, čime su očuvane velike razlike između severa i juga, kao i između različitih delova balkanskog tržišta.

Za trgovce stoga ključni pokazatelji promptnog tržišta nisu samo apsolutne cene HUPX-a ili SEEPEX-a. Raspoloživost Paks-a, vodostaj Dunava, proizvodnja iz obnovljivih izvora u Grčkoj, rumunsko-bugarski tranzitni tokovi, razlika između cena Crne Gore i Italije, kao i podnevno-večenji solarni prelaz sve više određuju gde će se pojaviti sledeća velika regionalna cenovna divergencija.