Day-ahead struja u Jugoistočnoj Evropi poskočila uz povratak radne potrošnje, ali satna volatilnost raste

Dan-unapred cene električne energije u Jugoistočnoj Evropi porasle su u ponedeljak, 24. avgusta, nakon što se potrošnja vratila na uobičajene radne nivoe posle vikenda. Za investitore i trgovce to je važan signal ne samo o smeru baznih cena, već i o tome kako se rizik sve više premešta na satnu strukturu tržišta—posebno u večernjim satima kada solarna proizvodnja počinje da opada.

Konvergencija centralnih tržišta oko 170 €/MWh

Mađarska, Rumunija, Bugarska, Slovenija i Hrvatska približile su se oko 170 €/MWh. Bazna cena na mađarskom HUPX-u iznosila je 170,26 €/MWh, što je skok od 61 €/MWh u odnosu na prethodni dan. Rumunija je zatvorila dan na 170,37 €/MWh, Bugarska na 169,70 €/MWh, Slovenija na 169,66 €/MWh i Hrvatska na 169,45 €/MWh—razlika između ovih pet tržišta bila je manja od 1 €/MWh. Grčka je pratila kretanje sa 167,55 €/MWh.

Istovremeno su se pojavile jasne razlike prema perifernijim ili manje likvidnim zonama. Srbija je ostala jeftinija: SEEPEX je zabeležio 159,90 €/MWh (oko 10,37 €/MWh ispod Mađarske). Severna Makedonija je bila na 155,77 €/MWh, dok je Albanija zabeležila 144,15 €/MWh. Crna Gora se kretala u suprotnom smeru sa prosečnom cenom na BELEN-u od 186,69 €/MWh. Italija je ostala najskuplje veliko susedno tržište sa 192,76 €/MWh, dok je Nemačka iznosila 143,18 €/MWh—što daje Mađarskoj premiju od približno 27 €/MWh.

Povratak radne potrošnje podigao cene; region ostaje neto deficit

Glavni pokretač rasta cena bio je povratak potražnje na nivoe karakteristične za radni dan. Agregatna potražnja HU+SEE porasla je za 3,64 GW u odnosu na nedelju i dostigla 32,72 GW. Proizvodnja se oporavila na oko 30,52 GW. Zbog toga je region ostao neto u deficitu i zahtevao oko 2,19 GW neto uvoza.

Uvoz iz pravca Austrije i Slovačke dostigao je približno 2,91 GW. Istovremeno region je izvozio oko 1,13 GW prema Italiji—što ukazuje da se električna energija kontinuirano preraspodeljuje kroz Jugoistočnu Evropu: deficitarna područja dobijaju snabdevanje sa severa i zapada, dok višak ide ka Italiji.

Na strani ponude solarna proizvodnja povećana je za gotovo 2,4 GW u odnosu na prethodni dan; proizvodnja iz vetra ostala je uglavnom nepromenjena. Dodatna fotonaponska proizvodnja pomogla je da cene tokom sredine dana budu niže uprkos oporavku potrošnje.

Večernji skokovi dominiraju satnom strukturom

Iako bazna cena raste relativno “glatko”, satna struktura pokazala se ključnom za razumevanje rizika trgovanja. Na HUPX-u cena je pala na 85 €/MWh u H14 pre nego što je skočila na maksimalnih 257,5 €/MWh u H21.

U vršnom periodu Mađarska je prosečno beležila 146,9 €/MWh naspram 193,7 €/MWh van vršnog opterećenja—dinamika koja sugeriše da standardni proizvodi za vršne i vanvršne blokove sve slabije odražavaju realnu satnu sliku tržišta.

Sličan obrazac vidljiv je i kod povezanih tržišta: Rumunija se kretala između 84,3 i 259,6 €/MWh; Bugarska između 84,4 i 258,7 €/MWh; Grčka takođe dosegla maksimum od 258,7 €/MWh; Hrvatska zabeležila maksimum od čak 242,8 €/MWh.

Takva struktura povezuje dnevne cene sa rastom uticaja solarne proizvodnje tokom dana i naglim skokom kada fotonaponske elektrane počinju da opadaju dok potražnja ostaje visoka. Zbog toga period H19–H22 postaje posebno važan kratkoročnim trgovcima za upravljanje rizikom nestašice i naglih promena proizvodnje.

Mađarska ostaje zavisna od uvoza uprkos izvozu

Potrošnja u Mađarskoj dostigla je približno 4,30 GW uz domaću proizvodnju od oko 3,21 GW. To ostavlja prosečnu potrebu za neto uvozom od oko 1,08 GW.

Slovačka ostaje najveći izvor uvoza dok Austrija takođe snabdeva mađarsko tržište. Istovremeno Mađarska izvozi prema Hrvatskoj i Srbiji (i drugim susednim tržištima), zavisno od promena satnih tokova.

Zanimljivo je da ukupni prekogranični bilans Mađarske tokom vršnog perioda bio gotovo neutralan—oko12 MW neto uvoza—dok su vanvršni periodi donosili neto uvoz veći od 2,15 GW. Ovaj kontrast pomaže da se objasni neuobičajen odnos između vršne i vanvršne cene i naglašava koliko su satni tokovi bitni kada se analizira formiranje cena.

Srbija ispod regionalnog jezgra: diskont SEEPEX-a prema HUPX-u

Srbija je takođe fizički ostala u deficitu uprkos tome što joj veleprodajna cena stoji ispod nivoa centralnog evropskog klastera. Domaća potrošnja prosečno iznosila je oko3 ,79 GW naspram proizvodnje od približno3 ,26 GW—što znači potrebu za neto uvozom od oko522 MW.

Srbija prvenstveno uvozi iz Bugarske , Severne Makedonije , Mađarske i Bosne i Hercegovine , dok manji izvozni tokovi idu ka Crnoj Gori i Rumuniji. Diskont SEEPEX-a prema HUPX-u (10 ,37 EUR/M Wh) pokazuje da nacionalni odnos ponude i potražnje sam po sebi ne određuje regionalne cene: prekogranični kapaciteti , uslovi na susednim tržištima i marginalni trošak raspoložive energije imaju značajnu ulogu.

Grčka ponovo neto izvozi; Crna Gora ima lokalni basis događaj

Grčka se vratila ulozi neto izvoznika: potrošnja joj je porasla na približno7 ,50 GW uz domaću proizvodnju oko8 ,06 GW. Rezultat bio je neto izvoz od približno563 MW—preokret naspram nedelje kada je Grčka bila neto uvoznik sa oko256 MW.

Izvoz je prvenstveno usmeren prema Italiji , Severnoj Makedoniji i Albaniji , uz deo električne energije koji stiže iz Bugarske . Tokom vršnih sati grčki izvoz dostizao je gotovo1 GW , što je pomoglo da HENEX ostane nešto ispod tesno povezanog klastera Mađarske , Rumunije i Bugarske uprkos visokoj potrošnji povezanoj s hlađenjem.

Crna Gora predstavlja najveće odstupanje: bazna cena na BELEN-u bila je186 ,69 EUR/M Wh , znatno iznad većine susednih tržišta. Međutim satna kriva pokazala je još izraženije odstupanje—prosečna cena tokom vršnog perioda bila je220 ,4 EUR/M Wh , a maksimum čak450 ,2 EUR/M Wh (H15). Van vršnog opterećenja prosečna cena iznosila je153 EUR/M Wh .

Ovakav skok nije zabeležen na susednim tržištima , što ukazuje da se radi o lokalnom basis događaju umesto širem regionalnom problemu nestašice . Crna Gora sama ostaje u deficitu : potrošnja oko473 MW i proizvodnja oko335 MW (manjak oko138 MW). U tekstu se zaključuje da ograničena likvidnost i prekogranični kapaciteti mogu proizvesti velika odstupanja cena na BELEN-u čak i kada je šire regionalno tržište relativno dobro povezano.

Albanija šalje suprotan signal uprkos deficitu

Albanija je imala potpuno drugačiju sliku: ALPEX zatvoren je na144 ,15 EUR/M Wh , više od26 EUR/M Wh ispod HUPX-a . Iako domaća potrošnja od približno1 ,15 GW premašuje proizvodnju od oko1 ,00 GW , zemlja je morala da uveze oko150 MW . Uprkos tome Albanija ostaje među najjeftinijim tržištima u regionu.

Konstrast između Crne Gore i Albanije posebno je važan jer su obe zemlje fizički bile u deficitu . Njihove različite cene ukazuju na značaj likvidnosti tržišta , raspoloživosti interkonekcija i lokalnih pravila formiranja ponude za veleprodajne cene na Zapadnom Balkanu.

Terminsko tržište opreznije; goriva skuplja

Terminska kriva dala je manje optimističan signal nego spot kretanja . Za Mađarsku energiju za35 . nedelju procenjena je na143 ,50 EUR/M Wh (pad od8 ,6% tokom posmatranog sedmodnevnog perioda), dok je Nemačka za istu nedelju bila120 EUR/M Wh (pad od7 ,34%). Italija se kretala na suprotnoj strani : rast od6 ,55% do179 EUR/M Wh . Za36 . nedelju Mađarska je bila146 ,50 EUR/M Wh ; Nemačka126 ,50 EUR/M Wh ; a Italija179 ,50 EUR/M Wh .

Zanimljivo je da je terminska cena za narednu nedelju za Mađarsku gotovo27 EUR/M Wh ispod ponedeljne day-ahead cene na HUPX-u . To sugeriše da terminsko tržište trenutnu zategnutost spot tržišta ne vidi kao trajno stanje.

Pored toga zabeležen je rast cena goriva : austrijski CEGH gas za septembar porastao je8 ,94% ; gas za četvrti kvartal poskupeo8 ,06% . API2 ugalj za septembar povećao je cenu4 ,1% ; a za četvrti kvartal2 ,79% . Kombinacija viših cena goriva uz slabije terminske cene električne energije u Nemačkoj і Mađarskoj te jače cene u Italiji upućuje da regionalni faktori verovatno imaju veći uticaj nego same cene goriva . U tekstu se kao ključni kratkoročni pokretači navode proizvodnja iz obnovljivih izvora ، raspoloživost prekograničnih kapaciteta і dostupnost fleksibilne proizvodnje.

Zaključak: promptni rizik raste s večernjim satima

Ponedeljni rast cena treba posmatrati manje kao početak širokog trenda rasta celokupnih promptnih nivoa širom Jugoistočne Evrope， a više kao povratak radne potrošnje uz sve izraženiju satnu volatilnost . Centralna tržišta ostaju tesno povezana kroz bazne proizvode， ali se prilike za trgovanje sve više pomeraju ka satnim spreadovima і basis pozicijama na perifernim marketima . Večernji period posebno dobija na težini jer pad solarne proizvodnje povećava vrednost fleksibilne proizvodnje і uvoza.