SEE spot cene padaju usled skoka solarne proizvodnje, dok Srbija i Albanija odstupaju od regionalnog trenda

Južnoistočne evropske [[PRRS_LINK_1]] naglo su pale na većini međusobno povezanih tržišta za isporuku u četvrtak, jer je značajan rast prognozirane proizvodnje iz obnovljivih izvora ublažio regionalni balans ponude i tražnje, dok su cene u Nemačkoj snažno pale. Pad, međutim, nije bio ravnomeran. Srbija, a posebno Albanija, odstupile su od šireg regionalnog trenda, dok je jačanje italijanskog tržišta proširilo cenovnu razliku između severa i juga i zadržalo visoku iskorišćenost prekograničnih kapaciteta prema Italiji.

Mađarska HUPX bazna cena pala je za 12,36 €/MWh u odnosu na sredu, na 171,64 €/MWh. Rumunija je sledila sa 174,58 €/MWh, što predstavlja pad od oko 11,9 €/MWh, dok je Bugarska pojeftinila za 13 €/MWh, na 172,36 €/MWh, a Grčka za približno 11,2 €/MWh, na 173,25 €/MWh. Slovenija je zabeležila još oštriji pad, na 167,08 €/MWh, dok je Hrvatska pala na 168,53 €/MWh, Crna Gora na 165,92 €/MWh, a Severna Makedonija na 167,45 €/MWh.

Srbija je bila jedan od retkih izuzetaka u odnosu na regionalni pad. SEEPEX je porastao za 5,2 €/MWh, na 168,02 €/MWh, dok je Albanija zabeležila najizraženiji rast u regionu, sa skokom ALPEX-a od više od 30 €/MWh, na 184,06 €/MWh. Albanija je tako trgovala uz premiju od 12,42 €/MWh u odnosu na Mađarsku, dok su Srbija, Crna Gora i Severna Makedonija ostale ispod cene HUPX-a.

Najjasniji eksterni cenovni signal stigao je iz Nemačke, gde je day-ahead električna energija pojeftinila na oko 125,54 €/MWh. Mađarska je tako trgovala uz premiju od 46,10 €/MWh u odnosu na Nemačku, pri čemu je razlika povećana za približno 15,7 €/MWh u odnosu na prethodni dan. Na drugom kraju regionalnog sistema, cene u Italiji nastavile su da rastu, pri čemu je južna zona dostigla oko 205,52 €/MWh, odnosno približno 33,88 €/MWh iznad HUPX-a. Nacionalna day-ahead cena u Italiji takođe je bila visoka, na oko 204 €/MWh.

Rezultat je bila izražena trodelna tržišna struktura, pri čemu je Nemačka predstavljala zonu sa najnižim cenama, tržišta centralne i jugoistočne Evrope uglavnom su se grupisala između 165 i 175 €/MWh, dok je Italija ostala iznad 200 €/MWh. Albanija se nakon snažnog dnevnog rasta približila italijanskom cenovnom nivou.

Glavni faktor koji je pritiskao cene naniže širom centralne i jugoistočne Evrope bio je rast proizvodnje iz obnovljivih izvora. Regionalna solarna proizvodnja prognozirana je na 8,223 GW, što je 1,325 GW više nego prethodnog dana, dok se očekivalo da će proizvodnja iz vetra porasti za dodatnih 251 MW, na 1,711 GW. Potrošnja električne energije, s druge strane, trebalo je da poraste za svega 288 MW, na 34,028 GW.

Poboljšana dostupnost energije iz obnovljivih izvora smanjila je ukupnu potrebu regiona za uvozom. Ukupna proizvodnja HU+SEE procenjena je na oko 31,671 GW, približno 503 MW više nego prethodnog dana, dok je neto uvoz smanjen za 214 MW, na 2,357 GW. Uvoz iz Austrije i Slovačke u Mađarsku i Sloveniju ostao je visok, na oko 3,312 GW, dok je izvoz iz regiona prema Italiji povećan sa 1,130 GW na 1,402 GW.

Kombinacija snažnije solarne proizvodnje i i dalje prisutnih ograničenja termalne proizvodnje dovela je do jasne inverzije između dnevnih i večernjih cena. Dodatna proizvodnja iz obnovljivih izvora oborila je cene tokom tradicionalnog dnevnog perioda vršne potrošnje, dok su skuplja termalna proizvodnja i potreba za fleksibilnošću podržali znatno više cene u večernjim i noćnim satima.

Mađarska je pružila jedan od najjasnijih primera ovog obrasca. Iako je bazna cena HUPX-a iznosila 171,64 €/MWh, konvencionalni peak blok zatvoren je na svega 147,9 €/MWh, u poređenju sa 195,3 €/MWh za off-peak period. Satne cene pale su na 82,2 €/MWh u 12. satu, pre nego što su naglo porasle na 251,2 €/MWh u 21. satu.

Isti obrazac bio je vidljiv širom jugoistočne Evrope. Rumunski peak blok prosečno je iznosio oko 146,8 €/MWh, u poređenju sa 202,4 €/MWh tokom off-peak sati. Grčka je zabeležila 146,2 €/MWh u peak periodu i 200,3 €/MWh van vršnog perioda, dok je Bugarska bila na 144,4 €/MWh prema 200,3 €/MWh. Hrvatska je pokazala sličnu strukturu, sa peak cenom od 148,7 €/MWh i off-peak cenom od 188,3 €/MWh.

Srbija je takođe pokazala snažnu unutardnevnu razliku u ceni uprkos višoj baznoj ceni. SEEPEX peak električna energija prosečno je iznosila 153,1 €/MWh, dok se off-peak električna energija trgovala po 183 €/MWh. Srpsko tržište dostiglo je dnevni minimum od 114 €/MWh u 11. satu, pre nego što je poraslo na 250 €/MWh u 20. satu. Albanija je ostala znatno zategnutija, sa najnižom satnom cenom od čak 136 €/MWh, dok je dnevni maksimum dostigao 265,5 €/MWh u 21. satu.

Upornost ovakve strukture postaje sve značajnija za regionalnu trgovinu električnom energijom. Solarna proizvodnja više ne smanjuje samo prosečnu dnevnu cenu električne energije. Ona sada pritiska cene naniže tokom dnevnih sati, dok koncentriše nedostatak ponude oko večernjeg perioda naglog rasta potrošnje i, u pojedinim slučajevima, tokom noći. Time raste vrednost fleksibilne proizvodnje iz gasnih elektrana, hidroakumulacija, baterijskih sistema i prekograničnih prenosnih kapaciteta.

Odstupanje Srbije od susednih tržišta delimično je bilo povezano sa slabijim domaćim bilansom. Prognozirano je da će potrošnja električne energije u Srbiji pasti sa 3,813 GW na 3,664 GW, ali se očekivalo da će proizvodnja pasti još snažnije, sa 3,388 GW na 3,071 GW. Kao rezultat, prosečan neto uvoz povećan je sa 425 MW na oko 593 MW.

Komercijalni rasporedi potvrdili su rastuću zavisnost od susednih sistema. Srbija je uvozila približno 230 MW iz Bosne i Hercegovine, 253 MW iz Hrvatske, 142 MW iz Mađarske, 133 MW iz Rumunije i 79 MW iz Bugarske. Istovremeno, planirani tokovi nastavili su prema Crnoj Gori i, u manjoj meri, Severnoj Makedoniji. Zategnutiji domaći bilans pomogao je da SEEPEX poraste, čak i dok su cene na većini susednih tržišta padale.

Albanija je zabeležila još značajnije pogoršanje domaćeg bilansa. Proizvodnja je pala sa oko 1,061 GW na 1,000 GW, dok je potrošnja ostala blizu 1,16 GW. Time je potreba za neto uvozom povećana sa 107 MW na približno 160 MW.

Na relativno malom tržištu sa ograničenom domaćom fleksibilnošću termalne proizvodnje, niža proizvodnja i veća zavisnost od uvoza bile su dovoljne da ALPEX značajno podignu iznad ostatka zapadnog Balkana. Njegova bazna cena od 184,06 €/MWh bila je oko 16 €/MWh iznad Srbije i više od 18 €/MWh iznad Crne Gore.

Prekogranični rasporedi takođe su pokazali rastući uticaj Italije na formiranje cena u jugoistočnoj Evropi. Region je trebalo da izvozi prosečno oko 1,402 GW prema Italiji, uglavnom kroz tri glavna pravca: približno 585 MW iz Crne Gore, 414 MW iz Grčke i 403 MW iz Slovenije.

Italija je zato ostala glavno premium odredište za regionalni izvoz električne energije. Sa nacionalnom cenom od oko 204 €/MWh i cenom u južnoj zoni iznad 205 €/MWh, ekonomska logika snažno je favorizovala izvoz prema Italiji tamo gde je bio dostupan prenosni kapacitet.

Crna Gora je pružila jedan od najupečatljivijih primera sve složenije regionalne strukture tokova. Iako je zemlja ostala neto uvoznik od oko 149 MW, komercijalni rasporedi pokazali su oko 585 MW toka prema Italiji. Crna Gora je praktično uvozila električnu energiju sa susednih tržišta, istovremeno održavajući značajan izvoz preko Jadrana, čime je dodatno potvrđena njena uloga važnog tranzitnog i trgovačkog čvorišta.

Slovenija je pokazala sličan obrazac. Zemlja je bila neto uvoznik od približno 297 MW, dok je istovremeno planirala oko 403 MW izvoza prema Italiji i 724 MW prema Hrvatskoj. Ove isporuke podržane su značajnim uvozom iz Austrije i Mađarske.

Mađarska je ostala ključno severno tranzitno tržište. Domaća potrošnja pala je sa 4,840 GW na 4,601 GW, dok je proizvodnja porasla sa 3,768 GW na 3,933 GW, čime je neto uvoz smanjen sa 1,072 GW na 668 MW. Bruto tokovi ostali su znatno veći od neto pozicije, pri čemu je Mađarska primala značajne količine iz Slovačke i Austrije, dok je istovremeno izvozila prema Hrvatskoj, Rumuniji, Sloveniji i Srbiji.

Mađarski satni bilans bio je posebno značajan. Zemlja je tokom off-peak sati ostajala veliki neto uvoznik, sa prosekom od oko 1,801 GW, ali je tokom peak bloka prelazila u prosečnu neto izvoznu poziciju od približno 466 MW. Solarna proizvodnja zato nije uticala samo na oblik cenovne krive, već i na smer regionalnih tokova električne energije u okviru istog dana.

Bugarska je ostala jedan od najsnažnijih strukturnih izvoznika u regionu. Proizvodnja je prognozirana na 4,920 GW, prema potrošnji od 4,015 GW, što je ostavljalo prosečan izvoz blizu 905 MW. Među glavnim planiranim tokovima bili su izvozi prema Rumuniji, Grčkoj, Severnoj Makedoniji i Srbiji.

Grčka je takođe ojačala svoju izvoznu poziciju. Potrošnja je porasla na 8,038 GW, ali je proizvodnja porasla još snažnije, na 8,476 GW, čime je neto izvoz povećan sa svega 81 MW na oko 438 MW. Najveći spoljni tok iznosio je približno 414 MW prema Italiji, što je pomoglo da cene u Grčkoj ostanu relativno blizu cenama u Bugarskoj, Rumuniji i Mađarskoj.

Rumunija se iz perspektive fizičkog bilansa kretala u suprotnom smeru. Potreba za neto uvozom porasla je sa 755 MW na oko 939 MW, jer je proizvodnja pala na 4,862 GW, dok je potrošnja tek blago smanjena, na 5,801 GW. Ipak, cene na OPCOM-u pale su za gotovo 12 €/MWh, na 174,58 €/MWh, što ukazuje da su regionalno spajanje tržišta i povećan izvoz iz Bugarske nadjačali pogoršanje rumunskog domaćeg bilansa.

Energetski kompleks ponudio je dodatno olakšanje, iako nije eliminisao večernju premiju povezanu sa nedostatkom fleksibilnosti. Austrijski CEGH gas bio je oko 66,49 €/MWh, što je pad od približno 1,5 €/MWh, dok se grčki gas trgovao blizu 66,02 €/MWh. EU emisijske dozvole bile su na oko 82,68 €/t, takođe niže na dnevnom nivou. Gasni ugovori za septembar i četvrti kvartal ostali su blizu 67 €/MWh, dok je API2 ugalj bio oko 127 $/t.

Mađarska terminska električna energija nastavila je da se trguje ispod povišenog day-ahead tržišta. Nedelja 36 trgovala se oko 154,50 €/MWh, nedelja 37 na 156 €/MWh, a septembar na 163 €/MWh, u poređenju sa day-ahead cenom od 171,64 €/MWh. Terminska kriva tako i dalje ukazuje na očekivanje izvesne normalizacije u odnosu na trenutno visoke spot cene.

Širi tržišni signal zato je bio manje medveđi nego što je početni pad baznih cena sugerisao. Rast proizvodnje iz obnovljivih izvora ublažio je dnevni bilans i spustio cene na većini tržišta jugoistočne Evrope, ali se nedostatak ponude pre svega preselio u večernje sate, umesto da je u potpunosti nestao. Na nekoliko berzi satne cene i dalje su dostizale ili prelazile 250 €/MWh, dok je Italija zadržala značajnu premiju, a Srbija i Albanija pokazale koliko brzo pojedinačna tržišta mogu da se izdvoje kada se domaći bilans zategne.

Za trgovce, sve važniji spread više nije ograničen samo na razlike između nacionalnih tržišta. Sve veća prilika pojavljuje se između podnevnih sati sa snažnom solarnom proizvodnjom i večernjeg perioda naglog rasta potrošnje, uz postojeće nemačko-SEE i SEE-Italija cenovne razlike i ograničenja prenosnih kapaciteta. Četvrtkovo tržište, sa Nemačkom oko 125 €/MWh, osnovnim SEE regionom uglavnom između 165 i 175 €/MWh, Albanijom na 184 €/MWh i Italijom iznad 200 €/MWh, pružilo je jasnu ilustraciju kako proizvodnja iz obnovljivih izvora, prekogranični kapaciteti i večernja fleksibilnost sve više stvaraju više različitih cenovnih zona unutar povezanog evropskog tržišta električne energije.