Unutardnevno trgovanje u SEE dobija na značaju: veća vrednost korekcija pozicija, ali i veći trošak grešaka

Unutardnevno trgovanje električnom energijom u jugoistočnoj Evropi sve više prerasta u instrument upravljanja rizikom i optimizacije portfolija, jer rast proizvodnje iz vetra i sunca istovremeno pojačava kratkoročne neravnoteže u elektroenergetskom sistemu. Za učesnike na tržištu to znači da korekcije pozicija neposredno pre fizičke isporuke dobijaju sve veću ekonomsku težinu—posebno kada se cene pomeraju brže nego što to omogućavaju ranije faze planiranja.

SEEPEX: mali obim, ali jasni signali iz cena

Podaci o trgovanju u Srbiji tokom avgusta ukazuju na dve paralelne realnosti: otvorenu priliku za unutardnevno tržište, ali i ograničenja koja usporavaju njegov razvoj. Obim unutardnevnog trgovanja na SEEPEX-u tokom meseca iznosio je oko 4.880 MWh, što predstavlja tek mali deo od više od 547.000 MWh kojima se trgovalo na tržištu za dan unapred. Uprkos tome, periodi intenzivnije aktivnosti pokazuju gde tržište počinje da stvara dodatnu vrednost.

Prosečna dnevna ponderisana cena na unutardnevnom tržištu dostigla je €178,21/MWh, znatno iznad prosečne avgustovske cene bazne električne energije na tržištu za dan unapred od €136,70/MWh. Trgovina je bila sve više koncentrisana tokom večernjih sati: kako opada ponuda i proizvodnja iz solarnih elektrana, cene su rasle naglo.

Za period isporuke od 19:00 do 20:00 časova trgovano je približno 669 MWh po prosečnoj ponderisanoj ceni od oko €299,8/MWh. Naredni sat doneo je promet od oko 685 MWh uz cenu od €291/MWh, dok je između 21:00 i 22:00 prodato oko 681,5 MWh po prosečnoj ceni od €262,7/MWh.

Za proizvođače i snabdevače raste trošak pogrešnih prognoza

Ovakvi nivoi cena direktno utiču na ekonomiku projekata koji zavise od vremenski promenljive proizvodnje. Za proizvođače i snabdevače ovakvo okruženje povećava trošak grešaka u prognoziranju: ako vetroelektrana proizvede manje nego što je očekivano, ako solarni portfolio zbog oblačnosti odstupi od prognoze ili ako snabdevač bude suočen sa neočekivanim promenama potrošnje, može postojati potreba da se pozicija zatvori neposredno pre isporuke.

U tom slučaju zatvaranje pozicije može se desiti po cenama koje su značajno više od onih dostupnih na tržištu za dan unapred. Zbog toga kvalitet prognoziranja i pristup likvidnosti na unutardnevnom tržištu postaju sve važniji elementi ekonomike obnovljivih izvora energije.

Planovi za regionalnu integraciju: šira likvidnost i sofisticiranije upravljanje

Tržišna struktura počinje da se prilagođava ovom operativnom zahtevu. Krajem avgusta ADEX je najavio planove za uspostavljanje zajedničkog kontinuiranog unutardnevnog tržišta koje bi obuhvatilo Mađarsku, Srbiju i Sloveniju, uz korišćenje jedinstvenog M7 sistema za trgovanje. Testiranje je planirano uoči očekivane primene tokom jeseni 2026. godine.

Integracija bi mogla da poveća regionalnu likvidnost tako što bi učesnicima omogućila da koriguju pozicije koristeći ponudu i potražnju iz više međusobno povezanih elektroenergetskih sistema—umesto oslanjanja prvenstveno na lokalne druge ugovorne strane. U istom smeru mogla bi da omogući sofisticiranije pristupe optimizaciji portfolija.

Trgovinski portfolio koji obuhvata Srbiju, Mađarsku i Sloveniju mogao bi se postepeno upravljati prekogranično, čime bi učesnici imali mogućnost da optimizuju pozicije na regionalnom nivou umesto da svako nacionalno tržište tretiraju kao zasebnu trgovinsku knjigu.

Kome to otvara prostor—i šta traži od investitora

Za velike trgovce električnom energijom—uključujući GEN-I, Axpo, EFT, Statkraft, Alpiq i Danske Commodities—dublje i integrisanije unutardnevno tržište moglo bi proširiti spektar mogućnosti za trgovanje i optimizaciju portfolija.

Za investitore u obnovljive izvore energije razvoj nosi dvosmeran efekat: s jedne strane otvara prostor za bolju zaradu kroz preciznije upravljanje portfoliom; s druge strane podiže operativne standarde. Prognoziranje, upravljanje nominacijama, automatizovano trgovanje i strategije balansiranja postaju sve važnije za ostvareni prihod projekta—posebno kako raste udeo proizvodnje iz izvora čiji učinak zavisi od vremena.

Konačno, komercijalna razlika između dobro upravljanog portfolija obnovljivih izvora i neoptimizovanog projekta izloženog tržištu verovatno će rasti kako se elektroenergetsko tržište jugoistočne Evrope bude kretalo ka većoj volatilnosti, većoj povezanosti i sve jačoj zavisnosti od sposobnosti učesnika da odgovore na promene uslova u satima neposredno pre fizičke isporuke.