Rastuća razlika cena struje u jugoistočnoj Evropi: solarni pad tokom dana, ali i dalje visoke premije zbog prenosa

Cene električne energije na dan unapred u jugoistočnoj Evropi 8. septembra pokazale su sve veći raskorak između “baznih” regionalnih nivoa i stvarne izloženosti tržišta tokom dana. Iako je očekivani rast solarne proizvodnje pritisnuo cene u sredini dana, premije povezane s prenosnim kapacitetima — posebno prema Italiji — ostale su vidljive, a pojedina tržišta su zabeležila ekstremne intradnevne skokove.

Razlike među tržištima: Mađarska i Rumunija stabilnije, Italija najskuplja

Na mađarskom tržištu HUPX bazna cena ostala je gotovo nepromenjena na 176,58 evra/MWh, dok je Rumunija pratila taj nivo sa 176,65 evra/MWh. Srbija je zabeležila pad od 12,2 evra/MWh na 178,33 evra/MWh, dok je Crna Gora porasla za 51,4 evra/MWh na 192,33 evra/MWh. Albanija je poskupela za 14,1 evra/MWh na 182,25 evra/MWh.

Grčka i Bugarska ostale su znatno jeftinije, sa prosečnim cenama od 145,93 evra/MWh i 157,98 evra/MWh. Italija je i dalje imala najveću premiju u regionu: cena je iznosila 224,46 evra/MWh. Time je razlika između Grčke i Italije dostigla 78,53 evra/MWh, a italijanska premija u odnosu na Mađarsku iznosila je 47,88 evra/MWh.

Uravnoteženi fundamenti nisu sprečili geografske premije

Širenje geografskog raspona cena dogodilo se uprkos relativno uravnoteženim regionalnim fundamentima. Potražnja u jugoistočnoj Evropi i Mađarskoj prognozirana je na 31,47 GW — oko 827 MW više nego dan ranije — dok se očekivalo da će solarna proizvodnja porasti za više od 2 GW na 7,98 GW. Proizvodnja iz vetra ostala je uglavnom stabilna na 2,33 GW.

Region je i dalje bio neto uvoznik sa oko 1,26 GW. Dotoci iz Austrije i Slovačke porasli su na 2,19 GW, dok je približno 1,45 GW električne energije odlazilo prema Italiji. U takvoj konfiguraciji visoka dostupnost solarne energije bila je dovoljna da značajno obori cene tokom sredine dana — ali nije eliminisala premiju uslovljenu prenosnim kapacitetima prema zapadu (Italiji), niti lokalne premije koje su se pojavile u delovima Zapadnog Balkana.

Intradnevna volatilnost: Mađarska kao primer “skrivenog” rizika

Mađarska je pokazala jasan primer rastuće intradnevne volatilnosti. Cene na HUPX-u pale su na svega 25 evra/MWh u 13. satu pre nego što su skočile na čak 297,1 evra/MWh u 20. satu. Zbog toga bazni prosek od 176,58 evra/MWh nije otkrivao puni raspon kretanja cena tokom dana — koji prelazi prag od više od 270 evra/MWh.

Solarni efekat vidljiv širom regiona — ali ne jednako

Slična “cenovna dna” izazvana solarnom proizvodnjom zabeležena su i drugde: Grčka je dostigla nula evra/MWh, dok je Bugarska pala na minimum od 20,2 evra/MWh pre nego što su obe zemlje tokom večernjeg skoka potražnje porasle iznad 260 evra/MWh. Hrvatska je pratila sličan obrazac: pad do 28,1 evra/MWh nakon čega je cena dostigla čak 304,5 evra/MWh.

Zapadni Balkan imao je drugačiji profil. Minimalna cena u Srbiji ostala je na 96 evra/MWh uz maksimalnu cenu od 284,1 evra/MWh. U Crnoj Gori cena se nije spuštala ispod 150 evra/MWh; maksimum je dostigao oko 270 evra/MWh. To znači da pad tokom sredine dana izazvan solarnom proizvodnjom nije bio toliko izražen kao u Grčkoj i Bugarskoj (i pojedinim centralnoevropskim tržištima).

Srbija smanjuje premiju zahvaljujući manjem neto uvozu

Srbija se ipak izdvojila među tržištima sa najizraženijim padom cena tog dana. Potreba za neto uvozom smanjena je približno na 458 MW (sa oko 578 MW dan ranije), dok je prosečna proizvodnja porasla na oko 3,07 GW sa oko 2,91 GW. Rast proizvodnje nadmašio je povećanje potrošnje: potrošnja je dostigla oko 3,53 GW naspram oko 3,49 GW prethodnog dana.

Srbija je nastavila da dobija električnu energiju iz više susednih tržišta i istovremeno održava izvoz prema Crnoj Gori. Kao rezultat toga premija Srbije u odnosu na HUPX svedena je na svega oko 1,75 evra/MWh.

Crna Gora zadržava lokalnu premiju uprkos nižim cenama drugde

Crna Gora se kretala u suprotnom smeru: poravnanje cene na tržištu BELEN od oko 192,33 evra/MWh postavilo ju je približno za dodatnih oko15,75 evra/MWh iznad Mađarske. Crna Gora ostala neto uvoznik sa približno105 MW uprkos tome što je prosečan tok prema Italiji iznosio oko503 MW.

Uvoz iz Bosne i Hercegovine i Srbije praktično podržavao bi domaće potrebe uz nastavak izvoza preko jadranskog koridora. Upravo ta kombinacija pomaže da se objasni zašto crnogorsko tržište nije “pratilo” niže nivoe drugih delova jugoistočne Evrope.

Terminske cene rastu; gas i emisije pod pritiskom

Terminske cene električne energije takođe su porasle: mađarska električna energija za narednu (38.) nedelju poskupela je za6 ,5 evra/MW h na oko181 evra/MW h , dok je cena za39 . nedelju porasla za5 evra/MW h na oko188 evra/MW h . Oktobarski ugovori povećani su za3 ,5 evra/MW h na oko188 evra/MW h .

Cena gasa na CEGH-u porasla je na75 ,06 evra/MW h , dok su EU dozvole za emisiju ugljenika povećane na84 ,74 evra/toni ; cene uglja blago su pale.

Šta to znači za investitore: prosjek skriva rizik fizičke isporuke

Novi tržišni signali ukazuju da intradnevna dinamika i geografska ograničenja prenosa oblikuju rizike više nego što to sugerišu regionalni bazni prosekovi. Tržišta poput Mađarske , Rumunije , Hrvatske , Slovenije i Srbije grupisala su se oko176–179 evra/MW h na baznom nivou , ali su ti proseci prikrili cene blizu nule ili raspon od20–30 evra/MW h tokom sredine dana na nekim tržištima , dok su večernje cene dostizale ili prelazile300 evra/MW h .

S obzirom da Italija povlači približno1 ,45 GW električne energije iz regiona , dok više od2 ,1 GW ulazi u jugoistočnu Evropu i Mađarsku iz centralnoevropskog jezgra , prenosni kapaciteti , skladištenje energije i fleksibilna proizvodnja postaju vrednije komponente sistema . Kriva cena za8 . septembar dodatno pokazuje zašto fiksna zaštita zasnovana isključivo na baznom riziku sve slabije predstavlja stvarnu fizičku izloženost proizvođača , trgovaca i velikih industrijskih potrošača širom jugoistočne Evrope.