Mađarska iznad 239 evra/MWh dok se jugoistočna Evropa deli: uvoz raste, vetar pada, a večernji deficit gura cene

Tržišta električne energije „dan unapred“ u jugoistočnoj Evropi za isporuku 24. septembra pokazala su koliko brzo se regionalne cene mogu razilaziti kada se fizički bilansi pogoršaju. Iako je solarna proizvodnja rasla, pad proizvodnje iz vetra i dalje je vraćao region ka uvozu, a Mađarska se izdvojila kao najskuplja lokacija—uz jasnu koncentraciju manjka u večernjim satima.

Najveći skok cena: Mađarska i Rumunija prednjače

Na mađarskom tržištu HUPX bazna cena porasla je za 40,30 evra/MWh u odnosu na prethodnu sesiju, na 239,27 evra/MWh—najviši nivo u regionu. Rumunija je pratila sa cenom od 232,50 evra/MWh (rast od 34,60 evra), dok je Bugarska zabeležila rast od 30,00 evra na 214,98 evra/MWh.

Ostale zemlje su završile niže: Hrvatska na 212,24 evra/MWh, Albanija na 210,96 evra/MWh, Slovenija na 207,33 evra/MWh, Crna Gora na 196,29 evra/MWh, Srbija na 187,73 evra/MWh i Severna Makedonija na 187,35 evra/MWh.

Kontrast sa Nemačkom bio je izražen: cena za dan unapred pala je tamo na 138,12 evra/MWh. Time je razlika između Mađarske i Nemačke dostigla 101,15 evra/MWh. Takođe je zabeleženo da se Mađarska trgovala oko 63,68 evra/MWh iznad Grčke—signal koji upućuje na trajna ograničenja prenosa i sve vidljiviju fragmentaciju regionalnih cena.

Fizički bilans pogoršan: više uvoza uprkos jačoj solarnoj proizvodnji

Iako su solarne elektrane donele dodatnu energiju regionu (regionalna proizvodnja iz fotonaponskih izvora povećana za oko 1,3 GW), ukupni bilans se ipak pogoršao. Očekivana ukupna potrošnja električne energije u Mađarskoj i jugoistočnoj Evropi iznosila je 29.381 MW—oko 305 MW više nego dan ranije—dok je regionalni neto uvoz porastao za 806 MW na 2.378 MW.

Uvoz iz glavnih tržišta centralne Evrope povećan je na 2.157 MW (rast od 464 MW). Ključna promena došla je iz obnovljivih izvora: proizvodnja iz vetroelektrana pala je za više od 2,2 GW. To je sistem učinilo zavisnijim od prekograničnih tokova čak i tokom perioda snažne dnevne solarne proizvodnje.

Pad vetroproizvodnje bio je posebno značajan van prozora najveće solarne proizvodnje—kada raspoloživost obnovljivih izvora opada upravo dok potrošnja ostaje visoka. Zbog toga regionalna proizvodnja nije mogla da dostigne nivo potrošnje pa je veći deo tražnje morao da bude pokriven importom.

Mađarska kao tačka manjka: koncentracija deficita posle podneva

Mađarska ostaje jedan od najvećih neto uvoznika u regionu. Prosečan uvoz porastao je na 1.372 MW sa 1.206 MW dan ranije. Istovremeno su domaća potrošnja porasla na 4.711 MW, dok se proizvodnja smanjila na oko 3.339 MW.

U praksi to znači da Mađarska povlači električnu energiju iz više susednih tržišta i istovremeno nastavlja izvoz prema Hrvatskoj i Sloveniji—što dodatno potvrđuje njenu ulogu tranzitnog čvorišta i jednog od ključnih tržišta koja formiraju regionalne cene.

Satni profil HUPX-a pokazao je da je manjak bio koncentrisan van perioda solarne proizvodnje. Minimalna satna cena ostala je visoka (151,10 evra/MWh), a večernji maksimum dostigao je čak 403,90 evra/MWh u 19. satu. Prosečna cena tokom vršnog opterećenja porasla je na 223,20 evra/MWh; van vršnog opterećenja prosečno koštalo je više (255,40 evra/MWh).

Posebno naglašeno bilo je to što niža nemačka cena tokom dana nije mogla da se prelije dovoljno snažno u niže mađarske nivoe zbog ograničenja prenosnog kapaciteta i vremenskog rasporeda regionalne potrošnje.

Srbija beleži drugačiji obrazac: cene naniže uprkos neto uvozu

Srbija se izdvojila kao glavni izuzetak u odnosu na širi rast cena. Cena na SEEPEX-u pala je za 8,30 evra/MWh na 187,73 evra/MWh—više od 51 evro/MWh ispod Mađarske.

Ipak, Srbija nije prestala da bude neto uvoznik: zemlja nastavlja da povlači električnu energiju iz Bosne i Hercegovine, Hrvatske, Bugarske i Severne Makedonije dok istovremeno šalje električnu energiju severno—prema Mađarskoj.

Zbog tog položaja „između“ ponuda formiran je komercijalni obrazac: Srbija se našla bliže cenama koje dolaze sa juga i zapada nego cenama mađarskog tržišta koje reflektuju lokalni deficit fleksibilnosti po satima.

Satne cene bile su volatilne: SEEPEX cena pala je tokom dana na oko 80 evra/MWh pre nego što se u večernjim satima podigla na približno 350 evra/MWh—obrazac koji ponovo ukazuje na razliku između vrednosti podnevne proizvodnje iz obnovljivih izvora i električne energije potrebne tokom večeri.

Bugarska jača izvozni profil prema Rumuniji

Bugarska dodatno jača poziciju jednog od glavnih izvoznika električne energije u jugoistočnoj Evropi. Neto izvoz povećan je na oko 1.453 MW uz značajne količine usmerene prema Rumuniji.

Rumunija ulazi dublje u deficit pa to pomaže da cena na OPCOM-u dostigne 232,50 evra/MWh—oko 6,77 evra/MWh ispod Mađarske. Time se još jednom naglašava značaj trgovinskog koridora Bugarska–Rumunija–Mađarska tokom istovremenog pogoršanja bilansa Rumunije i Mađarske.

Kombinacija nuklearne i termoenergetske proizvodnje uz obnovljive izvore u Bugarskoj obezbeđuje višak za izvoz; međutim snažna regionalna tražnja za tom energijom istovremeno se odrazila i kroz više cene u Rumuniji.

Grčka ostaje najjeftinija zahvaljujući solarnom „pritisku“ tokom sredine dana

Grčka ostaje najjeftinije veliko tržište među glavnim akterima posmatranog regiona. Cena na HENEX-u iznosila je 175,59 evra/MWh—oko 64 evra manje nego Mađarska—and Grčka istovremeno ostaje neto izvoznik električne energije.

Struktura satnih cena bila je važnija od dnevnog proseka: cene su padale do nule tokom perioda najveće solarne proizvodnje oko sredine dana. Ipak, kada solarni doprinos oslabi van tog prozora—cena naglo raste.

Takav obrazac ukazuje na strukturnu podelu koja se sve više pojavljuje širom jugoistočne Evrope: južna tržišta sa brzom ekspanzijom solarnih kapaciteta mogu imati vrlo niske ili nulte cene sredinom dana; severna tržišta ostaju skuplja jutrom i posebno večerju zbog ograničenog prenosa kapaciteta, manje dostupnosti obnovljivih izvora i veće potrebe za importom.

Terminski ugovori potvrđuju premiju Mađarske

Zategnut bilans Mađarske vidljiv je i kroz terminsko trgovanje. Ugovor za mađarski termin za „40. nedelju“ porastao je na oko190 evra/MW h; za „41.“ nedelju dostigao je199 evra/MW h.

Diferencijali između terminskih cena Mađarske i Nemačke prošireni su dodatno—što sugeriše očekivanje trgovaca da bi cenovna razdvojenost između centralnoevropskih tržišta mogla da potraje i nakon neposredne sesije „dan unapred“.

Zato tržište za isporuku od 24. septembra manje govori o jedinstvenoj nestašici električne energije širom jugoistočne Evrope a više o rastu premije vezane za lokaciju: prenosni kapacitet i fleksibilnost po satima postaju presudni kako bi se „jeftini“ solarni sati uskladili s „skupom“ večernjom potrošnjom—posebno tamo gde deficit traje duže ili gde su interkonekcije ograničene.

Baterije i prenos postaju finansijski relevantni

Kako solarna energija postaje sve dostupnija tokom sredine dana (posebno na južnim tržištima), komercijalna vrednost sve više prelazi sa same proizvodnje ka sposobnosti skladištenja ili prebacivanja te energije u kasnije sate kroz prodaju ili prenos prema deficitarim lokacijama poput Mađarske.

Za regionalne trgovce to znači da baterijski sistemi، fleksibilna proizvodnja i prekogranični prenosni kapacitet dobijaju sve veći značaj kako razlika između povoljnih solarno-centriranih sati i skuplje večernje potrošnje nastavlja da raste.