Cene električne energije na tržištu dan-unapred u jugoistočnoj Evropi pale su na većini tržišta tokom 33. nedelje, jer su snažnija solarna proizvodnja i slabija vikend potražnja pritisnule prosečne bazne cene. Ipak, ograničena dostupnost nuklearne i hidroenergije nastavila je da zateže snabdevanje u večernjim satima, zadržavajući regionalne cene na značajnoj premiji u odnosu na zapadnoevropska tržišta.
Mađarska je između 10. i 16. avgusta beležila prosečnu cenu od približno 145 EUR/MWh, što je bilo uglavnom u skladu sa Hrvatskom i Slovenijom, dok je Rumunija prosečno bila na oko 143 EUR/MWh. Blisko integrisana tržišta centralne jugoistočne Evrope ostala su približno 24–26 EUR/MWh iznad šireg evropskog proseka.
Cene su bile niže na južnim i istočnim tržištima. Bugarska je prosečno iznosila oko 129 EUR/MWh, Srbija 126 EUR/MWh, a Grčka približno 102 EUR/MWh. Italija je ostala glavno susedno tržište sa visokim cenama, na oko 172 EUR/MWh, što je podržalo nastavak izvoznih tokova iz jugoistočne Evrope.
Uprkos i dalje visokom regionalnom nivou cena, nedeljni proseci su značajno pali. Cene u Mađarskoj smanjene su za oko 7%, dok su Rumunija i Hrvatska zabeležile pad od približno 8%. Bugarska je pala oko 11%, Srbija gotovo 19%, a Grčka približno 25%.
Međutim, prosečne cene za celu nedelju prikrile su znatno zategnutiju situaciju tokom večernjih sati. Regionalno tržište sve više karakteriše oštra razlika između jeftinih solarnih sati i skupocenije električne energije nakon zalaska sunca.
Snažna fotonaponska proizvodnja oborila je cene oko podneva, nakon čega je prestanak solarne proizvodnje izazvao nagli rast cena u večernjim satima. U Mađarskoj su u četvrtak cene pale sa približno 84 EUR/MWh tokom perioda snažne solarne proizvodnje na gotovo 339 EUR/MWh u 21. satu.
Sličan obrazac zabeležen je i u petak. Mađarske cene pale su na oko 30 EUR/MWh oko podneva, pre nego što su tokom večeri porasle iznad 260 EUR/MWh.
Nedelja je donela još veći raspon unutar jednog dana. Cene u Mađarskoj pale su na približno 27 EUR/MWh tokom sredine dana, da bi kasnije porasle iznad 206 EUR/MWh. U Bugarskoj su se kretale od oko 16 EUR/MWh do više od 205 EUR/MWh, dok su se u Srbiji kretale od približno 10 EUR/MWh do više od 180 EUR/MWh.
Grčka je zabeležila jednu od najoštrijih kompresija cena pod uticajem solarne proizvodnje, pri čemu je nekoliko uzastopnih dnevnih sati trgovano po cenama blizu nule, nakon čega su večernje cene prelazile 200 EUR/MWh.
Ovaj razvoj događaja sve više dovodi u pitanje tradicionalne pokazatelje vršne potrošnje. U Mađarskoj su cene u periodima definisanim kao „peak“ tokom nekoliko dana bile niže od „off-peak“ proseka, jer su standardni vršni blokovi obuhvatali sate sa snažnom solarnom proizvodnjom, dok su „off-peak“ periodi uključivali sve skuplje večernje sate.
Nuklearna i hidro ograničenja održavaju večernju premiju
Ograničenja na strani ponude ostala su jedan od glavnih razloga za trajnu regionalnu premiju.
Mađarska se i dalje suočavala sa smanjenom raspoloživošću nuklearne elektrane Paks, koja obično obezbeđuje gotovo 2 GW kapaciteta i oko polovine domaće proizvodnje električne energije.
Nekoliko blokova Paksa bilo je pogođeno izuzetno niskim nivoom Dunava, iako je postepeni povratak drugog bloka tokom nedelje poboljšao raspoloživost. Mađarska je ipak tokom perioda zategnutije ponude ostala u velikoj meri zavisna od uvoza, pri čemu je uvoz tokom dela početka nedelje dostizao gotovo 2 GW.
Rumunija se suočila sa sličnom situacijom u nuklearnoj elektrani Černavoda. Prvi blok je već bio isključen zbog izuzetno niskog nivoa Dunava, dok je operator Nuclearelectrica 13. avgusta započeo kontrolisano gašenje drugog bloka.
Gubitak oba reaktora Černavode uklonio je iz rumunskog sistema približno 1,4 GW nuklearnog kapaciteta sa niskim varijabilnim troškovima. To je povećalo oslanjanje na ugalj, hidroenergiju, obnovljive izvore i uvoz, posebno tokom perioda povećane potražnje.
Hidrološki uslovi ostali su nepovoljni i u Srbiji. Proizvodnja u Đerdapu 1 iznosila je oko 20% uobičajenog nivoa, dok je Đerdap 2 radio sa približno 30% kapaciteta usled izuzetno niskih dotoka Dunava. Zbog toga je EPS morao da se osloni na kupovinu električne energije na tržištu kako bi pokrio deo domaće potrošnje.
Kombinacija smanjene nuklearne raspoloživosti i slabe hidroproizvodnje povećala je vrednost fleksibilnih kapaciteta širom regiona, posebno tokom večernjeg perioda nakon prestanka solarne proizvodnje.
Centralna jugoistočna Evropa ostaje čvrsto povezana
Mađarska, Rumunija, Hrvatska i Slovenija zadržale su snažnu konvergenciju cena tokom cele nedelje. Tokom šest od sedam dana razlika između najviše i najniže cene unutar ove četiri zemlje ostala je ispod približno 3 EUR/MWh.
Visok stepen povezanosti ograničio je mogućnosti za dugotrajnije razlike u cenama između pojedinačnih tržišta centralnog SEE regiona, dok su veće razlike ostale prisutne između centralnih tržišta i Grčke, Bugarske, Srbije i Italije.
Prekogranični tokovi električne energije nastavili su da imaju važnu ulogu u balansiranju sistema. Mađarska je tokom pojedinih perioda početkom nedelje uvozila gotovo 2 GW, iako je snažnija proizvodnja iz obnovljivih izvora kasnije poboljšala regionalni bilans.
Do srede je povećana proizvodnja iz vetra i sunca pomerila kombinovani SEE sistem ka blagoj neto izvoznoj poziciji, iako je Mađarska sama ostala značajan uvoznik.
Italija je nastavila da privlači električnu energiju iz regiona zbog strukturno višeg nivoa cena. Izvoz ka Italiji tokom pojedinih perioda premašivao je 1 GW, ograničavajući prostor za dodatni pad cena u jugoistočnoj Evropi uprkos većoj proizvodnji iz obnovljivih izvora.
U međuvremenu, cene gasa i emisija održavale su relativno visok nivo troškova termoelektrana. Gas u centralnoj Evropi trgovao se po približno 57–62 EUR/MWh, dok su EU emisione dozvole ostale oko 82–83 EUR/t.
Ovi ulazni troškovi podrazumevaju kratkoročne troškove proizvodnje modernih gasnih elektrana koji su uglavnom u skladu sa baznim cenama u centralnom SEE regionu od oko 140–160 EUR/MWh. Međutim, oni ne objašnjavaju večernje cene iznad 250–300 EUR/MWh.
Takvi skokovi sve više odražavaju nedostatak fleksibilne proizvodnje, ograničenja prenosne mreže i nagli pad solarne proizvodnje nakon zalaska sunca.
Terminske cene i dalje ukazuju na zategnutost regionalnog tržišta
Mađarska terminska kriva nastavila je da pokazuje povišene regionalne troškove električne energije i nakon spot tržišta. Nedelja 34 trgovana je krajem nedelje oko 157 EUR/MWh, dok su septembarski ugovori bili blizu 161 EUR/MWh. Mađarska je tako ostala približno 25–27 EUR/MWh iznad uporedivih nemačkih ugovora.
Početne cene za ponedeljak, 17. avgust, takođe su ukazivale na snažan oporavak nakon vikend pada.
Mađarska cena električne energije dan-unapred oporavila se na oko 184 EUR/MWh, dok su Slovenija i Hrvatska bile blizu 181 EUR/MWh, a Rumunija oko 173 EUR/MWh. Bugarska je porasla na približno 170 EUR/MWh, dok je Grčka dostigla oko 153 EUR/MWh.
Oporavak ukazuje na to da su niži proseci baznih cena tokom 33. nedelje bili prvenstveno posledica snažne proizvodnje iz obnovljivih izvora i slabije vikend potražnje, a ne fundamentalnog poboljšanja regionalnog bilansa ponude i potražnje.
Za kratkoročno trgovanje električnom energijom u jugoistočnoj Evropi, sve veća razlika između sati sa snažnom solarnom proizvodnjom i večernjeg perioda postaje važnija od samog kretanja baznih cena. Raspoloživost nuklearnih elektrana u Mađarskoj i Rumuniji, hidrološki uslovi na Dunavu, prognoze proizvodnje iz vetra i prekogranični prenosni kapaciteti ostaju ključne varijable za formiranje večernje krive cena, dok nastavak razvoja fotonaponskih kapaciteta povećava pritisak na dnevne cene.
Promena strukture cena dodatno poboljšava ekonomiku baterija i drugih fleksibilnih kapaciteta. Cene blizu nule tokom podneva, u kombinaciji sa večernjim cenama iznad 200 EUR/MWh, stvaraju sve atraktivnije intradnevne raspone čak i tokom nedelja u kojima bazne cene deluju relativno stabilno.
Kako se udeo solarne energije povećava, a raspoloživost nuklearnih i hidro kapaciteta ostaje izložena vremenskim uslovima, vrednost fleksibilnosti postaće sve važnija karakteristika tržišta električne energije u jugoistočnoj Evropi.
