Cene struje u jugoistočnoj Evropi naglo skočile: vetar slabiji, nuklearke u zastoju, uvoz raste

Cene električne energije u jugoistočnoj Evropi naglo su porasle za isporuku 9. oktobra, dok je potražnja ostala relativno stabilna. Rast je, prema podacima sa tržišta za dan unapred, prvenstveno povezan sa manjom raspoloživošću proizvodnje iz vetra i poremećajima u radu nuklearnih kapaciteta, što je pojačalo oslanjanje na uvoz i produbilo cenovne razlike unutar regiona.

Mađarska najviša cena; Srbija najveći dnevni skok

U Mađarskoj je cena dostigla 269,43 evra/MWh. Srbija je zabeležila najveći dnevni rast među obuhvaćenim tržištima. Istovremeno, razlika između cene električne energije na tržištu za dan unapred u Mađarskoj i Nemačkoj povećala se na 190,86 evra/MWh, sa približno 74,9 evra/MWh dan ranije—dok su cene u Nemačkoj pale.

Većina tržišta jugoistočne Evrope zabeležila je značajan rast cena uprkos povećanom prekograničnom uvozu, što sugeriše da su troškovi obezbeđivanja električne energije porasli brže od efekata dodatnih količina iz inostranstva.

Koliko su poskupele cene: Srbija i region

Prosečna cena na srpskom tržištu SEEPEX za dan unapred porasla je za 60,6 evra/MWh, na 239,96 evra/MWh (oko +34%). U Mađarskoj rast je iznosio 55,2 evra/MWh (gotovo +26%), dok je Rumunija zabeležila povećanje od 45,8 evra/MWh na 255,20 evra/MWh. U Bugarskoj je cena porasla za 33,1 evra/MWh na 241,49 evra/MWh.

Rast cena zabeležen je i na drugim tržištima regiona: na crnogorskom tržištu BELEN cena je porasla za 14,6 evra/MWh na 223,39 evra/MWh; u Hrvatskoj za 22,1 evra/MWh na 222,92 evra/MWh; a u Sloveniji za 14,6 evra/MWh na 211,73 evra/MWh. Grčko tržište poskupelo je za 42,7 evra/MWh na 207,93 evra/MWh, dok je Severna Makedonija zabeležila rast od 42,4 evra/MWh na 210,14 evra/MWh.

Albanija je bila izuzetak: cena je pala za 111 evra/MWh na 110,53 evra/MWh (oko polovina nivoa prethodnog dana). Razlika prema Mađarskoj povećana je na gotovo 159 evra/MWh.

Manje vetra i nuklearni zastoji podigli potrebu za zamenskim izvorima

Rast cena bio je posledica smanjene raspoloživosti proizvodnih kapaciteta, a ne značajnijeg rasta potrošnje. Prognozirana potrošnja porasla je za svega 118 MW na ukupno 30.187 MW. Nasuprot tome, očekivana proizvodnja iz vetra smanjena je za 1.354 MW na 1.376 MW—gotovo upola manje nego prethodnog dana.

Istovremeno se očekivalo da će proizvodnja iz solarnih elektrana porasti za 319 MW na 5.339 MW. Ipak, taj rast pokrio bi manje od četvrtine pada proizvodnje iz vetra. Zbog toga se ukupna proizvodnja iz vetra i sunca smanjila za približno 1.035 MW.

Neto uvoz raste uprkos stabilnoj potrošnji

Neto uvoz električne energije porastao je za 1.523 MW na 4.247 MW, što odgovara oko 14% prognozirane potrošnje (u odnosu na oko 9% dan ranije). Uvoz preko praćenih pravaca iz Austrije i Slovačke prema Mađarskoj i Sloveniji povećan je za 1.307 MW na 3.555 MW.

Iako su dodatne količine stigle preko granica, razlika između cena u Mađarskoj i Nemačkoj znatno se povećala. To ukazuje da veće prekogranično snabdevanje nije bilo dovoljno da ukloni regionalne cenovne razlike—uz napomenu da dnevni proseci sami po sebi ne mogu potvrditi da li su konkretna ograničenja prenosne mreže igrala presudnu ulogu.

Nuklearne elektrane van pogona ili u remontu

Zastoji nuklearnih elektrana dodatno su opteretili regionalni bilans snabdevanja. Prema navodima izveštaja o stanju postrojenja: oba reaktora rumunske nuklearne elektrane Černavoda bila su van pogona i očekivalo se da će zastoj trajati najmanje do 15. oktobra; ponovno pokretanje zavisi od hidroloških uslova na Dunavu.

U Bugarskoj je šesti blok nuklearne elektrane Kozloduj započeo godišnji remont koji bi trebalo da traje do kraja novembra. Preostali peti blok radio je sa bruto snagom od približno 917 MW, dok je raspoloživa proizvodnja bila pod uticajem niskog vodostaja reke.

Na regionalnim tržištima proizvodnje električne energije proizvodnja iz nuklearnih elektrana već je smanjena: od 8. oktobra niža je za još dodatnih ukupno 645 MW—na nivo od ukupno 3.216 MW.

Troškovi energenata i emisija pojačali pritisak

Pored problema sa raspoloživošću izvora proizvodnje, veleprodajne cene dobile su podršku i kroz kretanje troškova energenata i emisijskih dozvola. Cena gasa na austrijskom čvorištu CEGH porasla je na 80,78 evra/MWh. Emisijske dozvole Evropske unije poskupele su na nivo od oko 86,88 evra po toni.

Šta to znači za kupce i tržišnu volatilnost

Za kupce električne energije kombinacija smanjenog vetrovitog potencijala, ograničene raspoloživosti nuklearnih kapaciteta i skupljeg zamenskog snabdevanja povećava izloženost volatilnosti veleprodajnog tržišta. Proizvođači sa pouzdanim izvorima proizvodnje i fleksibilnim kapacitetima mogu imati koristi od viših cena; operatori baterijskih skladišta mogli bi da iskoriste mogućnosti koje nastaju usled velikih razlika između satnih cena—ali stvarna zarada zavisi od vremenskog rasporeda kretanja cena kao i operativnih troškova i ograničenja prenosne mreže.

Ključni signal: potreba za uvozom raste pre nego što se izvori oporave

Kao ključan signal sa tržišta izdvojio se nagli rast potrebe za uvozom uprkos relativno stabilnoj potrošnji. Sve dok se proizvodnja iz vetra ne oporavi ili se nuklearni kapaciteti van pogona ne vrate u rad—što zavisi od dinamike kvarova/remonta i hidroloških uslova—tržišta jugoistočne Evrope ostaju pod rizikom daljeg rasta cena i viših troškova zamenskog snabdevanja.