Cene struje u Jugoistočnoj Evropi skočile 8. maja: slabiji solarni učinak i veći uvoz podigli dnevne berzanske nivoe

Tržišta električne energije u Jugoistočnoj Evropi zabeležila su snažan rast u petak, jer je slabija proizvodnja iz solarnih elektrana, veće angažovanje termoelektrana i jači prekogranični uvoz gurnulo cene za dan unapred ponovo iznad praga od 120 €/MWh na većini regionalnih berzi. Za investitore i učesnike na tržištu to je još jedan signal koliko brzo se bilansni uslovi mogu promeniti kada se obnovljivi izvori povuku iz proizvodnje.

Regionalne berze: Mađarska među najskupljima

Mađarsko tržište za dan unapred na berzi HUPX zatvoreno je na 140,45 €/MWh, gotovo nepromenjeno u odnosu na prethodni dan, ali zadržavajući poziciju jednog od najskupljih čvorišta u Centralnoj i Istočnoj Evropi. Rumunski OPCOM porastao je na 144,45 €/MWh, dok je bugarski IBEX dostigao 131,75 €/MWh. Hrvatski CROPEX završio je trgovanje na 130,20 €/MWh.

Srpski SEEPEX porastao je na 122,42 €/MWh, dok je grčki HENEX ostao strukturno niže pozicioniran sa 122,10 €/MWh uprkos oporavku nakon prethodnih sesija sa nižim cenama.

Ponuda i potražnja: pad solarne proizvodnje preokrenuo bilans

Oporavak tržišta usledio je nakon naglog pogoršanja odnosa ponude i tražnje. Proizvodnja solarne energije u regionu JIE + Mađarska pala je za oko 1,5 GW u odnosu na prethodni dan. Ukupna fotonaponska proizvodnja smanjena je na približno 4,5 GW sa skoro 6 GW tokom prethodne sesije.

U takvom režimu operatere sistema i trgovce primoralo je da se više oslanjaju na uvoz i fleksibilnu proizvodnju iz termoelektrana. Neto regionalni uvoz električne energije skočio je na približno 1.736 MW—povećanje od skoro 800 MW—dok je uvoz iz CORE regiona prema Mađarskoj i Jugoistočnoj Evropi premašio 1,7 GW.

Istovremeno, gasna proizvodnja povećana je za oko 550 MW, a vetroelektrane su dodale približno 665 MW, čime je delimično ublažen pad solarne proizvodnje. Ipak, tržište ostaje osetljivo na intermitentnost obnovljivih izvora i večernje skokove opterećenja—posebno kada se slabija dnevna solarna proizvodnja poklopi sa većom večernjom potrošnjom.

Fleksibilnost postaje ključna: gas, uvoz i hidrobalansiranje

Kako se prelazni sezonski uslovi smenjuju, region postaje sve zavisniji od fleksibilnih balansnih kapaciteta. Čim solarna proizvodnja oslabi, tržište se praktično odmah vraća na oslanjanje na gas, uvoz i hidrobalansiranje sistema—što povećava značaj troškova fleksibilnosti za ukupnu cenu električne energije.

Dodatno zatezanje vidljivo je kroz rast razlike između cena u Mađarskoj i Nemačkoj: razlika se povećala na oko 26,6 €/MWh sa nešto više od 4 €/MWh dan ranije. To je pokrenulo snažnije komercijalne tokove električne energije iz Austrije i Slovačke ka Mađarskoj i Balkanu.

Unutardnevna volatilnost: Rumunija pod najvećim pritiskom

Rumunija nastavlja da pokazuje najveću unutardnevnu volatilnost cena. Večernje satne cene na berzi OPCOM premašile su 300 €/MWh tokom kasnih pikova potrošnje, što ukazuje na sve zategnutije uslove balansiranja sistema i rastuću zavisnost od fleksibilnih proizvodnih kapaciteta.

Miks izvora ostaje visok udela obnovljivih

Iako su cene za dan unapred bile jače nego ranije tog perioda, udeli obnovljivih izvora ostali su visoki. Hidroelektrane činile su oko 23% regionalnog energetskog miksa. Solarna energija i nuklearna proizvodnja učestvovale su sa po približno 16%. Ugalj doprinosio je oko 19%, dok je gas imao približno 14% ukupne proizvodnje.

Gasna tržišta stabilna; emisije blizu ~75 €/t

Gasna tržišta ostala su relativno stabilna: austrijski CEGH fjučersi za naredni mesec trgovani su oko 45,9 €/MWh. Evropske dozvole za emisiju ugljenika ostale su blizu nivoa od oko 75 €/t. Terminski ugovori za ugalj takođe su ostali stabilni iznad 110 dolara po toni, što podržava ekonomsku isplativost rada termoelektrana u balkanskim elektroenergetskim sistemima koji se i dalje snažno oslanjaju na taj izvor.

Investicije u fleksibilnost ubrzavaju se pred rast volatilnosti

Zamah investicija u regionalnu energetsku infrastrukturu nastavio se ove sedmice. Bugarska je pustila u rad dva velika projekta vezana za fleksibilnost sistema: solarnu elektranu kompanije Rezolv Energy „St. George“ snage 225 MW povezanu sa baterijskim skladištem kapaciteta 90 MW / 240 MWh; kao i samostalni baterijski sistem kompanije Enery snage 150 MW / 601,8 MWh kod Nove Zagore—navodi se da trenutno predstavlja jedno od najvećih operativnih skladišta energije u Centralnoj i Istočnoj Evropi.

Projekti dolaze dok se evropski tržišni operateri pripremaju za izraženiju volatilnost cena povezanu s viškovima proizvodnje iz obnovljivih izvora i pritiscima na balansiranje sistema. Prema ažuriranim pravilima SDAC tržišta, usklađena minimalna cena poravnanja na evropskim tržištima za dan unapred biće smanjena sa -500 €/MWh na -600 €/MWh od 28. maja—nakon ponovljenih epizoda negativnih cena u više tržišnih zona tokom kraja aprila i početka maja.

Kombinacija slabijeg solarnog učinka tokom dana i jače večernje potražnje pokazuje da će naredni period verovatno tražiti sve veću disciplinu portfelja: pravovremeno upravljanje fleksibilnošću kroz gasne kapacitete, prekogranične tokove i skladištenje postaje presudno kako bi se odgovorilo na brze promene bilansa koje direktno oblikuju cenu električne energije širom regiona.