Razlika u ceni električne energije između Mađarske i Nemačke naglo raste dok ograničenja u mreži jugoistočne Evrope poništavaju efekte oporavka proizvodnje iz obnovljivih izvora

Premija mađarske [[PRRS_LINK_1]] na dan unapred u odnosu na Nemačku proširila se na gotovo 75 €/MWh za isporuku 8. oktobra, iako se proizvodnja energije iz vetra i sunca oporavila širom jugoistočne Evrope. Ovakvo kretanje pokazuje kako prekogranična ograničenja i ispadi sve više sprečavaju da jeftinija električna energija stigne do tržišta u regionu na kojima je ponuda najograničenija.

Cena električne energije na nemačkom tržištu za dan unapred pala je za 52,68 €/MWh, na 139,35 €/MWh, dok je mađarski referentni indeks HUPX porastao za 3,47 €, na 214,28 €/MWh.

Razlika od 74,93 €/MWh predstavlja jedan od najjasnijih pokazatelja da kratkoročne cene električne energije u jugoistočnoj Evropi sve više određuju ograničenja prenosnih kapaciteta, a ne ukupni obim proizvodnje električne energije u Evropi.

Austrija je takođe imala nižu cenu od Mađarske, od 188,88 €/MWh, dok je obim planiranog uvoza u posmatrani region Mađarske i jugoistočne Evrope iz Austrije i Slovačke smanjen za oko 542 MW, na 1,53 GW.

Kretanja cena unutar jugoistočne Evrope bila su neujednačena.

Referentna cena na srpskom tržištu SEEPEX pala je za 18,58 €/MWh, na 179,39 €/MWh, čime je razlika u odnosu na Mađarsku povećana na 34,89 €/MWh, iako je planirani neto uvoz Srbije porastao na oko 988 MW.

Cena u Crnoj Gori porasla je za 11,39 €, na 208,80 €/MWh, u Bugarskoj za 9,80 €, na 208,40 €/MWh, dok je Albanija zabeležila rast od 9,40 €, na 221,53 €/MWh, što je najviša prosečna dnevna cena među posmatranim tržištima jugoistočne Evrope.

Cena u Rumuniji gotovo da se nije menjala i iznosila je 209,38 €/MWh, dok je u Hrvatskoj pala na 200,81 €/MWh, a u Sloveniji na 197,10 €/MWh.

Grčka je zadržala nižu cenu od 165,25 €/MWh, dok je prosečna cena u Severnoj Makedoniji iznosila 167,78 €/MWh.

Obnovljivi izvori se oporavljaju, ali strukturna ograničenja ponude ostaju

Potražnja u regionu porasla je samo umereno, za oko 284 MW, na 29,94 GW, što znači da promene cena nisu prvenstveno bile posledica potrošnje.

Uslovi na strani ponude su se poboljšali.

Prognozirana proizvodnja električne energije iz vetra povećana je za oko 959 MW, na 2,32 GW, dok je proizvodnja iz solarnih elektrana porasla za 470 MW, na 6,12 GW.

Ukupna planirana proizvodnja dostigla je približno 27,94 GW, čime je neto uvoz regiona smanjen za oko 466 MW, na 2,00 GW.

Najveće poboljšanje zabeleženo je u Rumuniji.

Potreba za planiranim uvozom smanjena je sa približno 1,44 GW na 314 MW, pošto je prognozirana proizvodnja porasla za više od 1 GW, na 5,21 GW.

Međutim, ovo poboljšanje i dalje je podložno rizicima jer proizvodnja nuklearne elektrane Černavoda nije dostupna.

Bez proizvodnje iz Černavode, elektroenergetski sistem ostaje zavisan od vremenski promenljive proizvodnje i podrške iz susednih zemalja.

Slovenija je takođe zabeležila značajan preokret, prešavši iz položaja neto uvoznika od oko 251 MW u poziciju planiranog izvoznika sa približno 469 MW.

U Mađarskoj je zabeleženo suprotno kretanje.

Planirani uvoz porastao je na oko 1,70 GW, dok je domaća proizvodnja pala na približno 3,06 GW, čime je dodatno potvrđena zavisnost zemlje od snabdevanja iz Slovačke, Rumunije i drugih susednih elektroenergetskih sistema.

Smanjenje proizvodnje u Kozloduju povećava rizike za snabdevanje iz Bugarske

Bugarska je ostala jedan od glavnih regionalnih izvoznika električne energije, ali je njen planirani izvozni višak naglo smanjen na oko 826 MW, sa prethodnih 1,50 GW.

Potražnja je porasla, dok je prognozirana proizvodnja opala, a Bugarska se sada suočava i sa dodatnim ograničenjem u nuklearnoj proizvodnji.

Snaga oba bloka, 5. i 6. bloka nuklearne elektrane Kozloduj, smanjena je za oko 90 MW po bloku zbog kritično niskog vodostaja Dunava.

Peti blok Kozloduja već je radio u režimu prilagođenom niskom vodostaju.

Proširenje ograničenja na oba operativna reaktora povećava značaj ovog problema za regionalno tržište, jer je Bugarska postala jedan od najvažnijih dodatnih izvora uvozne električne energije za Rumuniju.

Ovaj razvoj događaja dodaje hidrološki rizik tržištu koje se već suočava sa smanjenom dostupnošću nuklearne proizvodnje u Rumuniji.

Bosna i Hercegovina je, u međuvremenu, ostala važan izvoznik, sa planiranim neto izvozom od oko 386 MW, snabdevajući Srbiju i Crnu Goru.

Hrvatska je nastavila da uvozi oko 703 MW, Albanija 148 MW, a Crna Gora približno 30 MW.

Grčka je ostala neto izvoznik, mada se njen planirani izvozni višak smanjio na oko 240 MW.

Unutardnevna volatilnost slabi, ali vrednost skladištenja ostaje visoka

Satna kolebanja cena ublažena su u odnosu na prethodne sesije.

Cena električne energije u Srbiji kretala se između približno 110,60 i 250,10 €/MWh, što predstavlja znatno uži raspon u poređenju sa prethodnim danom, kada se kretala između 45,90 i 295,10 €/MWh.

U Mađarskoj se cena kretala od oko 139,80 do 266,50 €/MWh, dok je u Grčkoj raspon bio od nule do približno 256,60 €/MWh.

Nijedno od posmatranih tržišta jugoistočne Evrope nije zabeležilo negativnu cenu električne energije na tržištu za dan unapred.

Albanija je zabeležila najvišu maksimalnu satnu cenu u regionu, od oko 300 €/MWh, dok je u Crnoj Gori dostignuto približno 273 €/MWh.

Uži rasponi cena smanjuju neposredne mogućnosti za arbitražu u odnosu na ekstremne nivoe zabeležene ranije tokom oktobra, ali ne umanjuju širi investicioni potencijal fleksibilnih kapaciteta.

Ponavljana dnevna kolebanja veća od 100 €/MWh i dalje idu u prilog baterijskim sistemima za skladištenje energije, reverzibilnim hidroelektranama i aktivnom upravljanju potrošnjom.

Turska ostaje izolovan izvor jeftine električne energije

Turska je i dalje imala znatno niže cene od ostatka regiona.

Preliminarna prosečna cena na njenom tržištu za dan unapred iznosila je oko 3.006 TRY/MWh, odnosno približno 55 €/MWh.

To znači da je električna energija u Turskoj bila više od 150 €/MWh jeftinija nego u Bugarskoj, ali je planirani izvoz u Bugarsku ostao na svega oko 100 MW.

Ova razlika u cenama pokazuje ekonomsku vrednost dodatnih prekograničnih prenosnih kapaciteta.

U neposrednoj blizini tržišta jugoistočne Evrope postoji jeftina proizvodnja, ali prenosna mreža ne može da omogući dovoljno veliki protok električne energije da bi se regionalne cene značajnije smanjile.

Slično ograničenje vidljivo je i severnije, gde cena električne energije u Nemačkoj od 139 €/MWh ima ograničen uticaj na mađarsko tržište, na kojem je cena premašila 214 €/MWh.

Terminski tržišni ugovori zadržavaju premiju zbog rizika od nestašice

Terminske cene u Mađarskoj ojačale su uprkos naglom padu trenutnih cena električne energije u Nemačkoj.

Cena za 42. nedelju porasla je na oko 216 €/MWh, novembarski ugovori dostigli su približno 219,50 €/MWh, dok je cena za kalendarsku 2027. godinu iznosila oko 157,50 €/MWh.

Više cene gasa i emisijskih jedinica dodatno su podržale tržište, pri čemu je cena gasa na čvorištu CEGH iznosila oko 78,93 €/MWh, a cena emisionih jedinica EU približno 85,25 €/toni CO₂.

Terminska kriva ukazuje na to da trgovci ne očekuju da će se nagli pad trenutnih cena u Nemačkoj automatski pretvoriti u dugotrajnije pojeftinjenje električne energije u jugoistočnoj Evropi.

Mađarska i dalje u velikoj meri zavisi od uvoza, Rumunija je bez nuklearne proizvodnje iz Černavode, dok je izvozna sposobnost Bugarske dodatno ograničena niskim vodostajem Dunava.

Za proizvođače, trgovce i kreditore, tržišna kretanja 8. oktobra potvrđuju strukturnu promenu koja je već vidljiva širom regiona.

Proizvodnja iz obnovljivih izvora raste, a dnevni fizički bilansi mogu se brzo poboljšati, ali komercijalna vrednost električne energije sve više zavisi od mesta proizvodnje, vremena njene raspoloživosti i mogućnosti da se prenese kroz elektroenergetsku mrežu.

Razlika od gotovo 75 €/MWh između Mađarske i Nemačke pokazuje da u jugoistočnoj Evropi ograničeni prenosni kapaciteti mogu da nadjačaju čak i značajan pad veleprodajnih cena na susednim tržištima.