Cene električne energije naglo su porasle širom Jugoistočne Evrope 10. avgusta, pošto su povratak potrošnje tokom radne nedelje, slabija proizvodnja iz vetra i ograničeni prekogranični kapaciteti dodatno zategli regionalni bilans električne energije.
Cena bazne električne energije za dan unapred na mađarskoj berzi HUPX porasla je za 59,2 €/MWh, na 156,57 €/MWh, što predstavlja rast od oko 61% u odnosu na nedelju. Rumunija je bila odmah iza Mađarske sa 155,75 €/MWh, dok su Hrvatska, Slovenija, Srbija i Austrija završile u relativno uskom rasponu od 153 do 154 €/MWh.
Srbija je zabeležila najveći dnevni rast među posmatranim tržištima, pri čemu je cena bazne električne energije za dan unapred na SEEPEX-u porasla za 70,5 €/MWh, na 153,32 €/MWh.
Struktura cena pokazala je tri jasno izdvojene regionalne zone. Mađarska i tržišta severne i centralne Jugoistočne Evrope formirala su usko povezanu grupu sa cenama od oko 153–157 €/MWh. Albanija, Bugarska, Crna Gora i Severna Makedonija trgovale su u srednjem rasponu od 131 do 141 €/MWh, dok je Grčka ostala najjeftinije tržište u regionu sa 103,99 €/MWh. Italija je zabeležila najvišu cenu od 178,89 €/MWh.
Značajne razlike između susednih tržišta ukazuju na zagušenja u prenosnoj mreži i ograničene prekogranične kapacitete. Mađarska je trgovala uz premiju od 38,66 €/MWh u odnosu na Nemačku i 52,57 €/MWh u odnosu na Grčku, što pokazuje da jeftinija električna energija dostupna u drugim delovima regiona nije mogla u potpunosti da stigne do skupljih tržišta centralne Evrope.
Večernja nestašica pokreće unutardnevni rast cena
Satni profil cena u Mađarskoj pokazao je izražen efekat „pačjeg vrata“ izazvanog solarnom proizvodnjom. Cena na HUPX-u pala je na dnevni minimum od 82,9 €/MWh oko podneva, pre nego što je naglo porasla na 269,1 €/MWh u 20 časova. Raspon cena unutar jednog dana premašio je 186 €/MWh.
Prosečna cena u periodu vršnog opterećenja u Mađarskoj iznosila je 142,5 €/MWh, što je bilo ispod prosečnih 170,6 €/MWh tokom perioda van vršnog opterećenja. Snažna solarna proizvodnja oborila je cene tokom dnevnih sati, dok se sa brzim padom proizvodnje iz fotonaponskih elektrana u večernjim satima poklopio najzategnutiji period dana.
Slični obrasci cena zabeleženi su i na susednim tržištima. Rumunija je dostigla 268,6 €/MWh u 20 časova, dok je Srbija zabeležila dnevni maksimum od 302 €/MWh u 21 čas. Grčka je imala drugačiji obrazac, sa cenama koje su tokom kasnih jutarnjih sati pale na nulu, pre nego što su porasle na 211,5 €/MWh u 23 časa.
Podaci po satima ukazuju da večernji periodi isporuke postaju glavni izvor kratkoročnog cenovnog rizika i rizika odstupanja, a ne samo prosečna cena bazne električne energije za ceo dan.
Oporavak potrošnje nadmašuje dobitak iz obnovljivih izvora
Prognozirano je da će regionalna potrošnja električne energije porasti za 4.031 MW, sa nivoa od nedelje na 33.432 MW, kako se poslovna i industrijska potrošnja vratila nakon vikenda.
Proizvodnja iz solarnih elektrana porasla je za značajnih 3.743 MW, ali je prognozirana proizvodnja iz vetroelektrana smanjena za 830 MW. Nakon uračunavanja promena u solarnoj i proizvodnji iz vetra, preostala potreba elektroenergetskog sistema povećana je za približno 1.118 MW.
Neto uvoz povećan je za samo 294 MW, što znači da je oko 824 MW dodatne potražnje moralo da bude pokriveno proizvodnjom iz termoelektrana, hidroelektrana, nuklearnih elektrana i drugih dispečabilnih izvora.
Mađarska je ostala posebno zavisna od uvoza iz susednih sistema, sa prosečnim neto uvozom od 1.984 MW. Rumunija je sa neto izvozne pozicije od 698 MW u nedelju prešla na neto uvoz od 208 MW u ponedeljak. Bugarska je, s druge strane, više nego udvostručila neto izvoz na 1.348 MW, uključujući značajne isporuke ka Rumuniji.
Na širem regionalnom nivou, uvoz iz Austrije i Slovačke dostigao je 2.219 MW, dok je dodatnih 1.056 MW nastavilo da teče ka Italiji, gde su cene električne energije ostale najviše među posmatranim tržištima.
Tržišta goriva pružaju malo podrške rastu cena
Šira tržišta goriva i emisija pružila su malo dokaza o održivom povećanju troškova proizvodnje električne energije. Cena gasa na austrijskom CEGH-u bila je gotovo nepromenjena i iznosila 56,60 €/MWh, dok su EU dozvole za emisije ostale na 83,29 €/t. Cene uglja zabeležile su samo umerene dobitke.
Terminske cene električne energije u Mađarskoj takođe su oslabile na početku krive. Cena za 33. nedelju pala je za 9 €/MWh, na 165,50 €/MWh, dok su ugovori za 34. nedelju i septembar blago oslabili, na 161 €/MWh, odnosno 163 €/MWh.
Uprkos tome, Mađarska je zadržala značajne premije u odnosu na Nemačku. Razlika je iznosila 37 €/MWh za 33. nedelju, 36 €/MWh za 34. nedelju i 32 €/MWh za septembar. Na godišnjem nivou premija se smanjila na 20,50 €/MWh, što ukazuje da učesnici na tržištu očekuju da najizraženija regionalna zategnutost ostane pretežno kratkoročan fenomen.
Rast spot cena zato se pre svega čini posledicom fundamentalnih faktora elektroenergetskog sistema, a ne šireg povećanja troškova proizvodnje. Kombinacija oporavka potrošnje tokom radne nedelje, slabije dostupnosti proizvodnje iz vetra i ograničenih prenosnih kapaciteta dovela je do privremenog pogoršanja regionalnog bilansa.
Pažnja tržišta u narednom periodu biće usmerena na večernju potrošnju, promene prognoza proizvodnje iz vetra i prekogranične tokove između Bugarske, Rumunije i Mađarske. Nizak vodostaj Dunava i njegov mogući uticaj na raspoloživost nuklearnih i hidroelektrana predstavljaju dodatni izvor neizvesnosti.
Svako poboljšanje proizvodnje iz vetra ili dostupnosti prekograničnih prenosnih kapaciteta moglo bi brzo da smanji povišenu mađarsku premiju. Do tada, međutim, večernje cene u centralnoj Jugoistočnoj Evropi ostaju izložene novim skokovima izazvanim nestašicom.
