Cene struje u Jugoistočnoj Evropi naglo skočile 10. avgusta: radna nedelja, slabiji vetar i zagušenja u prenosu

Cene električne energije naglo su porasle širom Jugoistočne Evrope 10. avgusta, jer se regionalni bilans dodatno zategao nakon povratka potrošnje tokom radne nedelje. Slabija proizvodnja iz vetra i ograničeni prekogranični kapaciteti pojačali su efekat zagušenja u prenosnoj mreži, što se videlo i u velikim razlikama između susednih tržišta.

Skok cena za dan unapred i jasne regionalne zone

Na mađarskoj berzi HUPX cena bazne električne energije za dan unapred porasla je za 59,2 €/MWh na 156,57 €/MWh, što predstavlja rast od oko 61% u odnosu na prethodnu nedelju. Rumunija je odmah iza Mađarske sa 155,75 €/MWh, dok su Hrvatska, Slovenija, Srbija i Austrija završile u relativno uskom rasponu od 153 do 154 €/MWh.

Srbija je zabeležila najveći dnevni rast: cena bazne električne energije za dan unapred na SEEPEX-u porasla je za 70,5 €/MWh na 153,32 €/MWh.

Struktura cena izdvojila je tri regionalne zone. Mađarska i tržišta severne i centralne Jugoistočne Evrope trgovala su u grupi sa cenama od oko 153–157 €/MWh. Albanija, Bugarska, Crna Gora i Severna Makedonija bile su u srednjem rasponu od 131 do 141 €/MWh. Grčka je ostala najjeftinije tržište u regionu sa 103,99 €/MWh, dok je Italija imala najvišu cenu od 178,89 €/MWh.

Zagušenja se vide kroz premije prema Nemačkoj i Grčkoj

Značajne razlike između susednih tržišta ukazuju na prenosna ograničenja i nedovoljnu prekograničnu razmenu. Mađarska je trgovala uz premiju od 38,66 €/MWh u odnosu na Nemačku i 52,57 €/MWh u odnosu na Grčku. Drugim rečima, niže cene dostupne u drugim delovima regiona nisu mogle da se prenesu dovoljno brzo ka skupljim tržištima centralne Evrope.

Večernje nestašice guraju unutardnevni rast cena

Satni profil cena u Mađarskoj pokazao je izražen efekat „pačjeg vrata“ izazvan solarnom proizvodnjom. Cena na HUPX-u pala je na dnevni minimum od 82,9 €/MWh oko podneva, pre nego što je naglo porasla na 269,1 €/MWh u 20 časova; raspon unutar jednog dana premašio je 186 €/MWh.

Prosečna cena tokom vršnog opterećenja iznosila je 142,5 €/MWh (ispod prosečnih 170,6 €/MWh van vršnog opterećenja). Snažna solarna proizvodnja oborila je cene tokom dnevnih sati, dok se pad proizvodnje iz fotonaponskih elektrana u večernjim satima poklopio sa najzategnutijim periodom dana.

Slični obrasci primećeni su i drugde: Rumunija je dostigla 268,6 €/MWh u 20 časova, a Srbija dnevni maksimum od 302 €/MWh zabeležila je u 21 čas. Grčka je imala drugačiji obrazac—cene su tokom kasnih jutarnjih sati pale na nulu—pre nego što su porasle na 211,5 €/MWh u 23 časa.

Podaci po satima sugerišu da večernji periodi isporuke postaju glavni izvor kratkoročnog cenovnog rizika i rizika odstupanja, a ne samo prosečna cena bazne električne energije za ceo dan.

Potrošnja raste brže nego što obnovljivi izvori nadoknađuju manjak iz vetra

Prognozirano je da će regionalna potrošnja porasti za dodatnih 4.031 MW sa nivoa od nedelje na ukupno 33.432 MW zbog povratka poslovne i industrijske potrošnje nakon vikenda. Proizvodnja iz solarnih elektrana povećana je za oko 3.743 MW, ali je prognozirana proizvodnja iz vetroelektrana smanjena za 830 MW.

Nakon uračunavanja promena u solarnoj i proizvodnji iz vetra, preostala potreba sistema povećana je približno za još 1.118 MW. Neto uvoz porastao je samo za oko 294 MW—što znači da se dodatna potražnja (oko 824 MW) morala pokriti proizvodnjom iz termoelektrana, hidroelektrana, nuklearnih elektrana i drugih dispečabilnih izvora.

Mađarska ostaje posebno zavisna od uvoza: prosečan neto uvoz bio je visok (1.984 MW). Rumunija se pomerila iz neto izvozne pozicije (698 MW) ka neto uvozu (208 MW). Bugarska je povećala neto izvoz na 1.348 MW uz značajne isporuke ka Rumuniji.

Na širem nivou regiona zabeležen je dotok iz Austrije i Slovačke od ukupno 2.219 MW te dodatnih 1.056 MW ka Italiji—tržištu gde su cene ostale najviše među posmatranim sistemima.

Troškovi goriva ne objašnjavaju skok: spot dinamiku određuju sistemski faktori

Šira tržišta goriva pružila su malo dokaza o održivom povećanju troškova proizvodnje električne energije. Cena gasa na austrijskom CEGH-u bila je gotovo nepromenjena na nivou od 56,60 €/MWh. EU dozvole za emisije ostale su na 83,29 €/t., dok su cene uglja zabeležile samo umerene dobitke.

Terminske cene električne energije u Mađarskoj takođe su oslabile na početku krive: cena za narednu (33.) nedelju pala je za oko 9 €/MWh na 165,50 €/MWh; ugovori za narednu (34.) nedelju i septembar blago su oslabili na približno 161 odnosno 163 €/MWh.

Ipak, Mađarska nije izgubila sve premije prema Nemačkoj: razlika je iznosila oko 37 €/MWh za period obuhvaćen cenom za tu (33.) nedelju, oko36 €/MWh za (34.) nedelju i oko32 €/MWh za septembar. Na godišnjem nivou premija se smanjila na oko20,50 €/MWh—što ukazuje da učesnici očekuju da će najizraženija regionalna zategnutost ostati pretežno kratkoročan fenomen.

Zbog toga se rast spot cena prvenstveno čini posledicom fundamentalnih faktora elektroenergetskog sistema: kombinacije oporavka potrošnje tokom radne nedelje, slabije dostupnosti proizvodnje iz vetra i ograničenih prenosnih kapaciteta koji privremeno pogoršavaju regionalni bilans.

Šta investitori prate dalje: večernji tokovi između Bugarske–Rumunije–Mađarske

Naredni period biće fokusiran na večernju potrošnju te promene prognoza proizvodnje iz vetra i prekogranične tokove između Bugarske, Rumunije i Mađarske. Dodatnu neizvesnost donosi nizak vodostaj Dunava i mogući uticaj koji bi mogao imati na raspoloživost nuklearnih i hidroelektrana.

Ako dođe do poboljšanja proizvodnje iz vetra ili povećanja dostupnosti prekograničnih prenosnih kapaciteta—mađarska premija mogla bi brzo da se smanji. Do tada ostaje rizik novih skokova večernjih cena u centralnoj Jugoistočnoj Evropi usled nestašica koje se ponavljaju kako dan prelazi u vršne sate isporuke.