Cene struje u jugoistočnoj Evropi 21. jula: solarni rast prigušio podne, ali večernja volatilnost ostala ključna

Cene električne energije na tržištu „dan unapred“ u jugoistočnoj Evropi ojačale su na većini berzi za isporuku 21. jula, ali je regionalni prosek prikrio jasnu razliku između jeftinijih podnevnih sati i skupljih večernjih perioda. Rast solarne proizvodnje smanjio je potrebu za nekim termo i hidro proizvodnim blokovima tokom dana, no nije uklonio zavisnost sistema od uvoza i fleksibilnih kapaciteta kada potrošnja poraste nakon zalaska sunca.

Regionalna slika: više potrošnje, veći neto uvoz uprkos solarnom rastu

Utorak je počeo sa prognoziranom potrošnjom od 33.986 MW, što je povećanje od 983 MW (oko 3%) u odnosu na ponedeljak. Neto uvoz porastao je za 303 MW, na 2.112 MW, dok je bruto uvoz iz Austrije i Slovačke blago porastao ka Mađarskoj i Sloveniji na 3.396 MW.

Veća potreba za uvozom pojavila se uprkos očekivanom povećanju solarne proizvodnje za 1.428 MW, na 8.389 MW. Istovremeno se očekivalo da će proizvodnja iz vetra pasti za 212 MW, na 1.258 MW, pa je ukupna proizvodnja iz sunca i vetra bila približno 1.216 MW veća nego prethodnog dana.

To pomaže da se razume neuobičajena struktura cena tokom dana: dodatna solarna energija pokrila je deo rasta dnevne potrošnje i potisnula deo termo i hidro proizvodnje, ali nije značajnije smanjila oslanjanje sistema na uvoz i fleksibilnost posle zalaska sunca. Regionalna proizvodnja procenjena je na 31.873 MW (samo 680 MW više nego prethodnog dana), što nije pratilo povećanje potrošnje od 983 MW; nastali deficit od 303 MW pokriven je većim neto uvozom.

Spot cene: većina tržišta blizu raspona od oko 137–142 evra/MWh

Na HUPX-u cena je iznosila 137,37 evra/MWh, što predstavlja rast od 9,80 evra/MWh u odnosu na ponedeljak. Rumunija je završila nešto iznad Mađarske na 138,68 evra/MWh; Bugarska na 138,17; Slovenija na 141,93; Hrvatska na 141,11; a Grčka na 142,21 evra/MWh.

Srbija je ostala jeftinija, dok je Crna Gora trgovala uz značajnu premiju; Albanija je snažno odstupala od okolnih tržišta.

Nemačka kao referenca: premija Mađarske ostala visoka uprkos većem uvozu

Nemačko tržište ostalo je znatno niže: cena na EPEX-u porasla je na 112,96 evra/MWh. Ipak, premija Mađarske prema Nemačkoj ostala je na 24,41 evra/MWh (gotovo nepromenjena), uprkos većem uvozu sa severozapada.

Razlika sugeriše da ograničenje nije bilo samo posledica dostupnosti proizvodnje u Nemačkoj. Vrednost se akumulirala duž prenosnog pravca ka centralnoj i jugoistočnoj Evropi, gde su večernja fleksibilnost i prekogranični kapaciteti ostali ograničeni.

Zašto su satne cene važnije od bazne: inverzija vršnog i vanvršnog profila

Dnevna struktura cena bila je značajnija od same bazne vrednosti. Na HUPX-u cena tokom perioda vršnog opterećenja iznosila je prosečno samo 110,10 evra/MWh naspram 164,70 evra/MWh van vršnog opterećenja.

Cene su pale do minimuma od 46,40 evra/MWh u 14. satu pre nego što su porasle na maksimum od 211,50 evra/MWh u 20. satu; dnevni raspon dostigao je tako 165,10 evra/MWh.

Ovakva inverzija postaje jedno od obeležja letnjeg perioda: vršni period obuhvata podnevne sate sa visokom solarnom proizvodnjom (pa signal može biti niži), dok vanvršni uključuje skupe noćne i kasnovečernje sate kada se vrednuje fleksibilnost potrebna za pokrivanje pada solarne proizvodnje i rasta potrošnje.

Rumunija i Bugarska prate obrazac; Grčka beleži najveće dnevno poskupljenje

Rumunija je imala sličan profil: OPCOM cena bila je 138,68 evra/MWh; vršno opterećenje koštalo je prosečno 113,10 evra/MWh, dok je vanvršna cena iznosila 164,30 evra/MWh. Minimum od 62,90 evra/MWh zabeležen je u devetom satu, a maksimum od 208,70 evra/MWh u 20. satu.

Bugarska takođe: pad do minimuma od 63,50 evra/MWh u devetom satu praćen skokom na maksimum od oko istih nivoa—208,70 evra/MWh—u 20. satu.

Grčka je zabeležila jedno od najvećih dnevnih povećanja bazne cene (+17,30 evra/MWh) do nivoa od 142,21 evra/MWh. Cena za vršno opterećenje bila je znatno niža (115,10 evra/MWh) naspram vanvršne (169,30 evra/MWh), dok se večernji maksimum popeo na rekord tog dana—216,50 evra/MWh—u 21. satu.

Potrošnja Grčke porasla je na 8.508 MW (+280 MW), a zemlja ostaje neto uvoznik sa neto importom od oko 606 MW.

Balkanski tokovi ka Italiji: komercijalna privlačnost skupljeg tržišta

Izvoz iz Bugarske bio je glavni pravac za balansiranje sistema Grčke: Bugarska ka jugu izvozila je prosečno oko 979 MW (naspram oko787 MW ponedeljkom), uključujući više tokom vršnih sati (928 MW) nego van njih (1.030 MW). Bugarska istovremeno zadržava ukupan neto izvoz od oko1.090 MW uz proizvodnju od5.199 MW i potrošnju4.109 MW.

Grčka izvozi prosečno oko232 MW ka Italiji uprkos intenzivnom uvozu iz Bugarske—što se tumači kao rezultat komercijalne privlačnosti italijanskog tržišta koje ima višu cenu „dan unapred“. Italijanska nacionalna cena dostigla je177,30 evra/MWh—35,09 evra više nego Grčka i39,93 više nego Mađarska—dok planirani izvoz Balkana ka Italiji ostaje značajan oko1.200 MW (smanjen za130 MW).

Crna Gora najskuplja van Italije; Srbija ima kratkoročnu prednost ali rizik se seli na večer

Crna Gora bila najskuplje tržište jugoistočne Evrope izvan Italije: cena na BELEN-u skočila je za27,60 evra/MWh na148,64 evra/MWh—uz premiju prema HUPX-u (11,27) i prema Srbiji (17,16). Cena za vršno opterećenje dostigla je135,l0 evra/MVt , a vanvršna161,l6 evra/MVt ; dnevni minimum75 evra/MVt u13 . satu i maksimum209,l0 evra/MVt u21 . satu.

Domaći bilans Crne Gore ostao je strukturno deficitaran: prognozirana potrošnja491 MW , proizvodnja338 MW , a neto uvoz153 MW . Ipak planiran je prosečan izvo z ka Italiji preko podmorskog interkonektora od584 MW , uključujući589 MW tokom vršnih sati , uz prilive iz Bosne i Hercegovine , Srbije , Albanije i Kosova . Tekst povezuje ovaj obrazac sa ulogom Crne Gore kao deficitarnog tržišta i tranzitne platforme između zapadnog Balkana i Italije.

Srbija se kretala drugačije: SEEPEX cena porasla je samo0 ,20 evra/MVt na131 ,48 evra/MVt . Time je ostala5 ,90 evra/MVt ispod Mađarske i približno10–11 evra/MVt ispod Rumunije , Bugarske , Grčke , Slovenije i Hrvatske . Iako bazni nivo nije mnogo pomeren , promenio se dnevni profil: vršna cena pala je sa116 ,80 na109 evra/MVt , dok je vanvršna porasla sa145 ,80 na154 evra/MVt . Minimum je pao na60 ,10 evra/MVt u11 . satu , ali je večernji maksimum ostao visok na201 evra/MVt u20 . satu.

Potrošnja Srbije porasla je sa3 .452 MW na3 .512 MW , a proizvodnja sa3 .030 MW na3 .121 MW ; neto uvoz blago je smanjen sa423 MW na391 MW . U tekstu se navodi da je Srbija tokom dana zavisila od uvoza upravo u vršnim satima : neto deficit Srbije povećan je na672 MW u vršnom periodu naspram111 MW van njega . Portfolio Srbije zasnovan pre svega na termoelektranama pokrio je veliki deo domaće potrošnje (ug alj oko2 .455 MW ili78% prijavljene proizvodnje), dok su hidroelektrane577 MW i vetroelektrane135 MW ; gasna proizvodnja bila je zanemarljiva8 MW . Zbog toga Srbija ima malo gasne fleksibilnosti da odgovori večernjem rastu potrošnje—što povećava vrednost uvoza i optimizacije rada hidroelektrana.

Albanija kao negativni izuzetak: niska cena uprkos maloj potrebi za neto uvozom

Albanija predstavlja negativan izuzetak dana: ALPEX cena pala je za23 ,20 evra/MVt na102 ,85 evra/MVt—34 ,52 evra manje nego Mađarska i više od39 evra manje nego Grčka . Albansko tržište bilo je gotovo ravno između vršne cene102 ,90 i vanvršne102 ,80 evra/MVt , mada su pojedinačne satnice varirale između36 i192 evra/MVt.

Prognozirana albanska proizvodnja bila je1 .121 MW blizu potrošnje1 .149 MW ; neto potreba za uvozom bilaje28 MW . Međutim Albanija izvozi126 ΜW ka Crnoj Gori dok neto osnovi uvozi električnu energiju iz Grčke i sa Kosova . Tekst zaključuje da niska cena verovatno odražava raspoloživost hidroenergije , likvidnost tržišta i ograničenu mogućnost efikasnog izvoza viškova—više nego šire slabljenje regionalnih osnova.

Pritisak troškova goriva i emisija pojačava vrednost fleksibilnosti

Kombinacija troškova goriva i emisija pokazuje rastući pritisak: cena gasa na austrijskoj CEGH berzi porasla je za1 ,30 evra/MVt na59 ,62 evra/MVt ; grčki gasni reper ojačao je za2 ,10 evra/MVt na49 ,26 evra/MVt . Cena dozvola za emisiju CO₂ porasla je za4 ,20 evra po toni na83 ,27 €/t . Fjučersi na uglj API2 porasli su do121 dolara po toni za prosečni godišnji učinak2026 і124 dolara po toni za četvrti kvartal.

U takvim uslovima proizvođači električne energije iz uglja i gasa suočavaju se sa višim minimalnim graničnim troškovima upravo kada sistemu treba fleksibilnost tokom večernjeg rasta potrošnje zbog pada solarne proizvodnje i ograničenja prekograničnih tokova. Tekst posebno ističe važnost viših emisijskih troškova za lignit i kameni uglj u Srbiji ، Bugarskoj ، Bosni i Hercegovini ， Grčkoj і širem centralnoevropskom regionu; gas ostaje dovoljno skup da ograniči kontinuirani rad gasnih elektrana ali zadržava opcionu vrednost kada solar nestane naglo ili kada postanu zagušeni izvozni kapaciteti.

Terminska kriva šalje signal zaoštravanja posle solarnog perioda

Terminska trgovina električnom energijom u Mađarskoj pokazivala je razliku između kratkoročnog pritiska obnovljivih izvora i kasnijeg rizika ograničenog snabdevanja: ugovor za31 nedelju pojeftinioje za2 €/MVh na133 ,50 €/MVh ， dokje ugovor za32 nedelju poskupeo za5 ,50 €/MVh na147 ,50 €/MVh . Razlika od14 €/MVh ukazuje na očekivano zaoštravanje nakon neposrednog perioda sa visokom solarnom proizvodnjom.

U tekstu se navodi da mađarski avgust trguje po146 ,50 €/MVh ， septembar po161 €/MVh ， a četvrti kvartal po164 ,50 €/MVh ; terminska kriva nosi premiju približno27 €/MVh između spot cene od21 jula і ugovora za četvrti kvartal . Premija Mađarske prema Nemačkoj smanjenaje na18 €/MVh za31 nedelju ispod trenutne spot razlike od24 ,41 €/MVh ; razlika za32 nedelju iznosilaje20 €/MVh.

Završnica: hedžing sve više treba da prati večernju izloženost

Kako raste solarna proizvodnja obara podnevne cene širom regiona، sve manje garantuje nisku baznu vrednost tokom celog dana jer se večerni rast potrošnje ponovo vrednuje kroz prizmu skupljih gasnih elektrana، viših troškova emisija، ograničenih prekograničnih kapaciteta і manjka fleksibilnih izvora domaće energije ili lako dostupnih tokova importa. U tom okviru Srbija zadržava kratkoročnu cenovnu prednost، Crna Gora ostaje izložena potražnji iz Italije، a Mađarska nastavlja da reflektuje usko grlo duž pravca između nemačkog snabdevanja і deficitarnog područja jugoistočne Evrope.