Tržišta električne energije u Jugoistočnoj Evropi oscilirala su od gotovo 200 evra/MWh sredinom nedelje do nultih i negativnih cena tokom nedeljnog solarnog pika, dok je cena električne energije u večernjim satima i dalje rasla iznad 225 evra/MWh, ukazujući na sve izraženiji nedostatak fleksibilnosti i prenosnih kapaciteta.
Srpsko tržište SEEPEX jasno je pokazalo ovaj preokret, sa rastom cene na 184,92 evra/MWh 3. septembra, nakon čega je pala na 60,19 evra/MWh 6. septembra, pošto su snažnija proizvodnja iz obnovljivih izvora i niža vikend potrošnja zamenile nestašicu izazvanu ograničenom nuklearnom proizvodnjom prekomernom dnevnom ponudom.
Mađarsko i rumunsko tržište, međutim, ostali su znatno zategnutiji, sa cenama blizu 197 evra/MWh na vrhuncu sredinom nedelje i večernjim cenama iznad 275 evra/MWh, što pokazuje da višak proizvodnje iz obnovljivih izvora nije eliminisao nestašicu nakon zalaska sunca.
Nedelja od 31. avgusta do 6. septembra predstavlja jedan od najjasnijih primera dosad promenljive strukture tržišta električne energije u regionu.
Ograničenja u proizvodnji iz stabilnih izvora, ispadi nuklearnih elektrana i veća potrošnja tokom radnih dana zategli su tržišta centralne i Jugoistočne Evrope u prvoj polovini nedelje. Rast proizvodnje iz obnovljivih izvora i niža potrošnja tokom vikenda potom su naglo oborili cene.
Bazna cena električne energije dan-unapred na SEEPEX-u porasla je sa 132,21 evra/MWh 31. avgusta na 166,25 evra/MWh 1. septembra, 173 evra/MWh 2. septembra i 184,92 evra/MWh 3. septembra.
Cena je zatim pala na 149,76 evra/MWh 4. septembra, 114,47 evra/MWh 5. septembra i 60,19 evra/MWh u nedelju, što predstavlja pad od približno dve trećine u odnosu na četvrtak, kada je dostignut vrhunac.
Mađarsko i rumunsko tržište bila su znatno zategnutija sredinom nedelje.
Za isporuku 3. septembra, Mađarska je formirala cenu od oko 196,57 evra/MWh, a Rumunija 196,82 evra/MWh, dok su se Bugarska, Grčka, Hrvatska i Slovenija uglavnom kretale u rasponu od 190 do 193 evra/MWh.
Nastavak gubitka nuklearne proizvodnje u Rumuniji bio je važan faktor koji je podržavao rast cena.
Pošto je Cernavodă van pogona, sistem je morao više da se oslanja na uvoz, proizvodnju iz fosilnih goriva, hidroenergiju i obnovljive izvore, što je povećalo pritisak na susedna tržišta Mađarske i Bugarske.
Uticaj je bio posebno izražen u večernjim satima.
Cena električne energije u Mađarskoj dostigla je oko 276,5 evra/MWh tokom večernjeg pika 1. septembra, dok je u Rumuniji porasla na oko 283 evra/MWh.
Druga velika karakteristika nedelje bilo je širenje geografske fragmentacije tržišta.
Nemačka je postala znatno jeftinija od tržišta centralne Jugoistočne Evrope, čak i uz povećanje tokova električne energije sa zapada ka istoku.
Za isporuku 3. septembra, nemačka bazna cena dan-unapred pala je na oko 133,62 evra/MWh, pa je Mađarska bila gotovo 63 evra/MWh skuplja.
Razlika se dodatno povećala narednog dana, kada je Nemačka pala na oko 88,95 evra/MWh, dok je Mađarska ostala na 179,78 evra/MWh, stvarajući raspon od gotovo 91 evra/MWh.
Održivost takve premije ukazivala je pre na zagušenje prenosne mreže nego na apsolutnu nestašicu električne energije.
Do kraja nedelje, rast solarne proizvodnje i niža vikend potrošnja preokrenuli su tržište.
Mađarska, Rumunija, Slovenija i Hrvatska zabeležile su negativne cene tokom nedeljnog solarnog perioda, dok su Bugarska i Grčka tokom nekoliko uzastopnih dnevnih sati trgovale oko nule.
Cena električne energije u Mađarskoj pala je na oko -1,5 evra/MWh oko 13 časova, pre nego što je do 20 časova porasla na približno 227,7 evra/MWh.
Rumunija je pratila sličan obrazac, sa padom na oko -1 evro/MWh, pre nego što je u večernjim satima ponovo porasla ka 228 evra/MWh.
Ovo kretanje pokazalo je da višak proizvodnje izazvan solarnom energijom postaje sve izraženija regionalna pojava.
Interkonektori mogu da apsorbuju višak proizvodnje kada pojedinačna tržišta imaju višak električne energije, ali njihova efikasnost opada kada susedni sistemi istovremeno beleže snažnu proizvodnju iz obnovljivih izvora.
Ista sinhronizacija deluje u suprotnom smeru nakon zalaska sunca, kada se više zemalja istovremeno nadmeće za hidroenergiju, gasnu i nuklearnu proizvodnju, skladištenje energije i uvoz.
To povećava vrednost fleksibilnih energetskih kapaciteta, dok istovremeno slabi ekonomsku opravdanost samostalnih solarnih elektrana.
Visoke dnevne bazne cene mogu preceniti stvarnu vrednost koju ostvaruju fotonaponske elektrane, jer je njihova proizvodnja sve više koncentrisana u satima sa najnižim cenama.
Do nedelje, više tržišta praktično je imalo periode solarne proizvodnje bez vrednosti, iako je cena električne energije u večernjim satima prelazila 225 evra/MWh.
Srbija je nastavila da trguje drugačije od jezgra tržišta centralne Jugoistočne Evrope.
Zemlja se sredinom nedelje nakratko približila Mađarskoj tokom perioda zatezanja tržišta, ali se diskont ponovo proširio kako je raspoloživost obnovljive proizvodnje rasla.
SEEPEX je pao sa 184,92 evra/MWh u četvrtak na 60,19 evra/MWh u nedelju, dok je Mađarska ostala strukturno skuplja.
Ova volatilnost pokazuje da razlika u ceni između Srbije i Mađarske nije stabilna osnova za trgovanje i da se može brzo menjati u zavisnosti od domaće proizvodnje, uvoza, prekograničnih tokova i ograničenja na mreži.
Nedelja je stoga potvrdila dva sve važnija tržišna signala.
Velike razlike između dnevnih i večernjih cena pogoduju baterijskim sistemima za skladištenje energije, akumulacionim hidroelektranama i upravljanju potrošnjom, dok velike geografske razlike u cenama pogoduju interkonektorima i jačanju prenosne mreže.
Prosečne bazne cene same po sebi postaju sve manje relevantne za investitore i trgovce u poređenju sa satnim razlikama u cenama, ostvarenom cenom proizvodnje i prekograničnim razlikama u cenama.
Nedelja je završena tako što je Jugoistočna Evropa u okviru istog tržišnog ciklusa pokazala i višak i nestašicu: obilje električne energije iz obnovljivih izvora tokom dana, ali nedovoljno fleksibilnosti i prenosnih kapaciteta da se ta energija isporuči tamo i onda kada ima najveću vrednost.
