Cene struje u Jugoistočnoj Evropi ponovo rastu: veći uvoz i jača večernja potražnja zategli spot tržište

Spot tržište električne energije u Jugoistočnoj Evropi ponovo je osetno zategnuto 8. jula, dok se kretanje cena nije preslikalo jednako u svim zemljama regiona. Iako su temperature bile niže nego ranije, rast potražnje i pad solarne proizvodnje pojačali su zavisnost od uvoza i fleksibilnih kapaciteta, što je podiglo vrednost električne energije posebno u periodima kada obnovljivi izvori ne mogu da pokriju potrebe.

Rast na HUPX-u i razlike među tržištima

Na berzi HUPX cena za dan unapred porasla je na 128,17 €/MWh, što predstavlja povećanje od 21,3 €/MWh u odnosu na prethodni dan. Rumunija, Hrvatska i Slovenija trgovale su u uskom rasponu od 127–128 €/MWh, praktično izjednačivši nivo sa mađarskim tržištem.

Italija je ostala najskuplje tržište u regionu sa cenom od 146,43 €/MWh. Srbija je zabeležila najnižu cenu od 104,08 €/MWh, pa je SEEPEX ostao više od 24 €/MWh ispod nivoa HUPX-a.

Više faktora iza rasta: potrošnja raste uprkos nižim temperaturama

Kretanje cena nije objašnjeno samo vremenskim prilikama. Prosečna regionalna temperatura smanjena je za 2,3°C na 20,7°C, ali je prognozirana potrošnja električne energije porasla za 768 MW na 32.667 MW—signal da se potrošnja vraća tipičnim obrascima tokom radne nedelje.

Istovremeno, očekivana solarna proizvodnja smanjena je za 807 MW na 5.752 MW, dok je proizvodnja iz vetra povećana za 336 MW na 1.517 MW. Pad solarne proizvodnje povećao je oslanjanje na uvoz i fleksibilne izvore posebno tokom jutarnjih i večernjih sati, čime su pritisci na tržištu pojačani širom Jugoistočne Evrope.

„Duck curve“ struktura cena podcrtava vrednost fleksibilnosti

Formiranje cena nastavilo je da reflektuje izraženu „krivulju patke“ (duck curve). Na HUPX-u bazna cena iznosila je 128,17 €/MWh; cena u vršnom bloku bila je 102,2 €/MWh; a cena van vršnog opterećenja dostigla je 154,1 €/MWh.

Takva struktura ukazuje da obilna solarna proizvodnja obara cene tokom dnevnih sati, dok smanjena proizvodnja obnovljivih izvora van perioda sunčeve energije povećava vrednost resursa koji mogu da obezbede fleksibilnost—uključujući baterijske sisteme za skladištenje energije, hidroelektrane, gasne elektrane i prekograničnu trgovinu električnom energijom.

Neto uvoz i interkonekcije menjaju regionalnu sliku

Prekogranični tokovi dodatno su naglasili rastuću zavisnost regiona od međunarodnih tržišta električne energije. Jugoistočna Evropa zabeležila je neto uvoz od 2.352 MW: iz koridora Austrija–Slovačka uvezeno je 3.537 MW, dok je istovremeno region izvozio 1.066 MW prema Italiji.

Italijansko tržište zadržalo je premiju od 18,26 €/MWh u odnosu na Mađarsku, nastavljajući da privlači tokove uprkos tome što region zavisi od uvoza iz Centralne Evrope. To potvrđuje sve značajniju ulogu prenosnih kapaciteta i raspoloživosti interkonekcija u formiranju regionalnih cena.

Mađarska kao cenovno čvorište; Srbija kao odstupanje

Mađarska je ostala centralno cenovno čvorište regiona. Zemlja je uvozila 1.277 MW jer domaća proizvodnja od 3.383 MW nije bila dovoljna da pokrije potrošnju od 4.660 MW. Oslanjajući se prvenstveno na nuklearnu proizvodnju iz elektrane Paks uz solarnu energiju i uvoz, Mađarska je nastavila da utiče na formiranje cena.

Iako se razlika prema nemačkom tržištu smanjila, HUPX je i dalje trgovao 29,21 €/MWh iznad Nemačke—što održava ekonomsku atraktivnost tokova iz Centralne Evrope.

Srbija je bila glavni izuzetak tokom dana: dok su većina susednih tržišta beležila rast cena, SEEPEX se spustio za 3,9 €/MWh na 104,08 €/MWh. Domaća potrošnja ostala je stabilna na 3.560 MW uz proizvodnju od 3.136 MW—zbog čega Srbija ostaje neto uvoznik sa 425 MW.

Dominantna proizvodnja dolazila je iz termoelektrana na ugalj (2.578 MW), uz hidroenergiju (693 MW), dok je vetar bio minimalan (18 MW). Iako Srbija ima najnižu cenu u regionu, ta prednost nije dovela do značajnijeg rasta izvoza zbog ograničenja prekograničnih kapaciteta i postojećih komercijalnih tokova.

Bugarska vodi kao izvoznik; Italija ostaje premium destinacija

Bugarska je zadržala poziciju najjačeg izvoznika električne energije: zemlja je izvozila 1.303 MW uz proizvodnju od 5.129 MW i domaću potrošnju od 3.826 MW. Nuklearna proizvodnja ostala je osnova sistema sa približno 1.886 MW uz značajan doprinos solarne energije.

Zbog toga je cena na berzi IBEX završila na 117,80 €/MWh—ispod nivoa Mađarske i Rumunije uprkos snažnom dnevnom rastu od 14,8 €/MWh.

Rumunija se trgovala gotovo identično kao Mađarska (127,09 €/MWh) uz uvoz od 589 MW; ukupno snabdevanje dolazilo je iz nuklearne energije, hidroenergije, gasa i solarne proizvodnje.

Cene blizu mađarskog nivoa: Hrvatska i Slovenija zavise od uvoza

Hrvatska i Slovenija trgovale su blizu mađarskog nivoa zbog kontinuirane zavisnosti od uvoza: CROPEX se kretao do 127,08 €/MWh uz hrvatski uvoz od 1.064 MW; BSP Slovenija završio dan sa cenom od 128,40 €/MWh uz uvoz od 390 MW.

Crna Gora takođe beleži rast cena do nivoa od oko117–118 €/MWh (117,54 €/MWh), odnosno više za 23,7 €/MWh nego prethodnog dana. Iako Crna Gora ostaje neto uvoznik sa oko132 MW, nastavila je da ima važnu ulogu u komercijalnim tokovima izvoza prema Italiji putem podmorskog kabla.

Terminska tržišta signalizuju premiju rizika za zimu

Terminska tržišta pokazala su uravnoteženiju sliku nego spot: ugovor HU Week pao je na130?50?€/MWh?—prema tekstu: ugovor HU Week29 snižen je na130?50?€/MWh (pad za1?5?€/MWh dnevno) i smanjenje od9?38% tokom prethodne nedelje. Nasuprot tome ugovor HU Q4 Base porastao je na145 €/MVh dok je ugovor HU Cal-27 iznosio114 €/MVh—što ukazuje da učesnici ugrađuju veću premiju rizika za zimsku isporuku uprkos kratkoročnoj volatilnosti spot cena.

Na tržištu goriva prirodni gas na CEGH-u ojačao je na47?39?€/MVh dok su emisijske jedinice EU (EUA) oslabile na80?19?€/t; troškovi goriva i ugljenika pružaju podršku veleprodajnim cenama električne energije bez dodatnog snažnog pritiska njihovog rasta.

Šta to znači za naredne dane

Sveukupno gledano, trgovačka sesija pokazala je da Jugoistočna Evropa funkcioniše kao mreža međusobno povezanih—ali različitih—tržišta električne energije umesto kao jedinstven blok cena. Italija ostaje premium destinacija za izvoz; Mađarska nastavlja da bude glavno cenovno i uvozno čvorište; Bugarska učvršćuje poziciju vodećeg izvoznika; a Srbija ostaje tržište s najnižim cenama uprkos zavisnosti od uvoza.

Kretanje narednih dana trebalo bi manje da zavisi od prosečnih temperatura a više od satne proizvodnje iz obnovljivih izvora (posebno kada sunce pada), dostupnosti prekograničnih kapaciteta te pravaca importnih tokova iz Centralne Evrope—uz mogućnost da niže srpske cene eventualno prerastu u jače regionalne izvozne tokove ako to omoguće kapaciteti i postojeći komercijalni aranžmani.