Цените на електричната енергија на берзите „ден однапред“ во Југоисточна Европа значително пораснаа за испорака во петокот, 21 август, при што најголем дневен раст е регистриран на српскиот пазар, додека Македонија остана најевтиниот пазар во регионот со просечна цена од 140,58 евра/MWh.
Растот на цените беше поттикнат од поскапувањето на германскиот и централноевропските пазари, но и од затегнатиот баланс на понудата во Унгарија, поради што поголем дел од централниот дел на Југоисточна Европа се приближи до ценовниот опсег меѓу 170 и 175 евра за мегават-час.
На унгарската берза HUPX просечната дневна цена достигна 174,06 евра/MWh, што претставува раст од 12,7 евра во однос на претходниот ден. Во Хрватска цената изнесуваше 173,82 евра/MWh, во Словенија 173,18 евра/MWh, во Австрија пазарот остана блиску до унгарскиот ценовен кластер, додека Италија повторно беше најскапиот пазар со 180,91 евра/MWh.
Во средниот ценовен појас се најдоа Романија со 169,58 евра/MWh, Бугарија со 169,08 евра/MWh и Србија со 167,74 евра/MWh, додека јужниот Балкан остана значително поевтин. Грција се тргуваше по 162,73 евра/MWh, Албанија по 160,54 евра/MWh, Црна Гора по 153,93 евра/MWh, а Македонија по 140,58 евра/MWh.
Србија со најголем дневен раст
Најголемото поскапување во регионот е забележано на српската берза SEEPEX, каде просечната базна цена скокна од 132,0 на 167,74 евра/MWh, односно за 35,8 евра/MWh или околу 27% во само една трговска сесија.
Растот не бил ограничен само на вечерните часови. Peak цената се зголемила од 127,3 на 160,2 евра/MWh, додека цената во часовите надвор од пикот достигнала 175,3 евра/MWh, наспроти 136,7 евра претходниот ден.
Минималната часовна цена исто така нагло пораснала – од 75,3 на 130 евра/MWh, додека максималната достигнала 231 евро/MWh.
Интересно е што цените во Србија пораснале и покрај намалената домашна потрошувачка. Просечната побарувачка се намалила од околу 3,98 GW на 3,74 GW, но производството паднало уште повеќе – од 3,61 GW на 3,34 GW, поради што земјата останала нето-увозник со околу 391 MW.
Комерцијалните прекугранични текови покажуваат дека Србија увезувала околу 349 MW од Бугарија, 203 MW од Македонија и 110 MW од Унгарија, додека истовремено извезувала електрична енергија кон Хрватска, Романија и Црна Гора.
Таквата структура уште еднаш покажува дека балканскиот пазар не функционира како целосно интегриран спот-пазар, бидејќи прекуграничните договори, резервираните преносни капацитети и билатералните позиции често создаваат текови кои не ги следат директно разликите во дневните берзански цени.
Три различни ценовни зони во регионот
Тргувањето за петок практично го подели регионот во три ценовни слоја.
Првиот го сочинуваа Италија и тесно поврзаната група Унгарија–Австрија–Хрватска–Словенија, каде цените се движеа меѓу 173 и 181 евра/MWh.
Во вториот слој се најдоа Романија, Бугарија и Србија со цени близу 168–170 евра/MWh, додека третиот го сочинуваа јужнобалканските пазари – Грција, Албанија, Црна Гора и Македонија – со значително пониски просечни вредности.
Разликата меѓу најскапиот италијански и македонскиот пазар изнесувала повеќе од 40 евра/MWh, додека Македонија се тргувала за речиси 33,5 евра/MWh поевтино од Унгарија.
Македонија остана најевтин пазар
На македонската берза МЕМО просечната цена за испорака во петок изнесувала 140,58 евра/MWh, што ја задржа Македонија на позицијата најевтин пазар меѓу анализираните земји од Југоисточна Европа.
И покрај ниската просечна цена, часовната крива покажала голема разлика меѓу дневните и вечерните часови. Минималната цена околу пладне паднала на само 50,3 евра/MWh, додека вечерниот максимум достигнал 208 евра/MWh.
Таквата структура е сè покарактеристична за летниот период, кога високото производство од фотоволтаичните централи силно ги намалува цените во пладневните часови, но по заоѓањето на сонцето и растот на потрошувачката доаѓа до нагло поскапување.
Домашниот електроенергетски систем бил приближно избалансиран, со потрошувачка од околу 483 MW и производство од 461 MW, но прекуграничната размена останала значајна во однос на големината на системот.
Македонија увезувала електрична енергија од Грција и Бугарија, а истовремено извезувала кон Србија и Косово, потврдувајќи ја својата улога како транзитен енергетски коридор меѓу јужниот и северниот дел на Балканот.
Унгарија и натаму под притисок поради Пакс
Унгарија остана еден од главните регионални репери со цена од 174,06 евра/MWh, иако растот бил помал отколку во Србија.
Пазарот покажал необична дневна структура – просечната peak цена изнесувала 169,9 евра/MWh, додека цената во часовите надвор од традиционалниот пик достигнала 178,3 евра/MWh.
Причината е сè поголемото влијание на соларната енергија, која ги намалува цените во текот на денот, додека најскапите часови постепено се поместуваат кон вечерниот период.
Унгарскиот систем и натаму бил силно зависен од увоз. Потрошувачката достигнала околу 4,14 GW, додека домашното производство изнесувало само 2,88 GW, што резултирало со нето-увоз од приближно 1,25 GW.
Дополнителен притисок создава ограничената расположливост на нуклеарната електрана Пакс поради исклучително нискиот водостој на Дунав. Според очекувањата, погодените блокови постепено треба да започнат со враќање во работа од 23 август, а целосното обновување на производството се очекува до 27–28 август.
До тогаш, Унгарија ќе продолжи да надоместува дел од евтината нуклеарна базна енергија со увоз и поскапо домашно производство, што останува значаен фактор за високите цени на HUPX.
Германија, Бугарија и Романија го менуваат регионалниот баланс
Германскиот пазар забележал уште посилен дневен раст од Унгарија, со зголемување од 21,3 евра/MWh и цена од 169,56 евра/MWh.
Со тоа разликата меѓу германската и унгарската цена се намалила на само 4,5 евра/MWh, наспроти околу 13 евра претходниот ден, што значително ја променило економиката на прекуграничната трговија во Централна Европа.
Истовремено, просечниот увоз од австриско-словачкиот правец кон Унгарија и Словенија се намалил на околу 1,05 GW, што е за приближно 261 MW помалку од претходниот ден.
Романија и Бугарија речиси целосно се изедначиле со цени од 169,58 и 169,08 евра/MWh.
Романија останала близу рамнотежа на национално ниво, но прекуграничните текови покажуваат дека земјата сè повеќе има улога на транзитен коридор, пренесувајќи електрична енергија од Балканот кон Унгарија и Централна Европа.
Бугарија, пак, останала еден од најголемите регионални извозници, со производство од околу 5,08 GW, што ја надминувало домашната потрошувачка од 3,95 GW и обезбедило нето-извоз од повеќе од 1,1 GW.
Сепак, и бугарскиот систем станува почувствителен на хидролошките услови. Поради нискиот водостој на Дунав било планирано намалување на производството на Блок 5 во нуклеарната електрана Козлодуј за околу 120 MW, што претставува прво вакво временски условено ограничување во историјата на електраната.
Соларната енергија ја менува часовната крива
И покрај растот на цените, производството од соларните централи продолжило да се зголемува.
Во регионот било прогнозирано производство од околу 8,35 GW соларна енергија, што е речиси 950 MW повеќе од претходниот ден, додека ветерното производство останало речиси непроменето на околу 1,96 GW.
Дополнителната соларна енергија, сепак, не била доволна да ги намали просечните дневни цени бидејќи повисоката побарувачка, ограничената нуклеарна расположливост и високите цени на горивата создавале значителен притисок врз системот.
Особено изразен бил примерот на Грција, каде минималната часовна цена паднала на само 76,7 евра/MWh околу пладне, додека вечерниот максимум достигнал 223,6 евра/MWh.
Тоа покажува дека високото производство од фотоволтаици сè повеќе влијае врз обликот на дневната ценовна крива, а помалку врз нејзиното вкупно просечно ниво.
Гасот и јагленот дополнително ги поддржуваат цените
Дополнителна поддршка за високите цени доаѓала и од пазарите на горива.
Цената на природниот гас на австрискиот хаб CEGH се зголемила на 66,25 евра/MWh, грчкиот природен гас достигнал 55,4 евра/MWh, додека цената на европските емисиони единици изнесувала околу 82,45 евра за тон CO₂.
Септемврискиот договор за јаглен API-2 исто така пораснал на околу 125,5 евра за тон.
Во такви услови, флексибилното производство од термоелектраните останува релативно скапо, особено во вечерните часови кога соларното производство исчезнува, а гасните електрани почесто ја одредуваат маргиналната цена на електричната енергија.
Фјучерсите остануваат под spot цените
И покрај силниот раст на дневниот пазар, терминските договори не покажуваат ист интензитет на поскапување.
Неделниот договор за Унгарија за 35-та недела се тргувал околу 147,50 евра/MWh, за 36-та недела околу 148 евра/MWh, додека септемврискиот договор изнесувал приближно 159 евра/MWh.
Во споредба со day-ahead цената од над 174 евра/MWh, тоа значи дека краткорочниот физички пазар носи премија од околу 26,5 евра/MWh во однос на следната недела и околу 15 евра/MWh во однос на септемврискиот договор.
Таквата разлика укажува дека учесниците на пазарот актуелниот раст засега го оценуваат како краткорочно затегнување на електроенергетскиот систем, а не како трајна структурна промена.
Очекуваното постепено враќање на дополнителните нуклеарни капацитети во Пакс останува еден од главните фактори што би можел да придонесе за намалување на ценовниот притисок во Централна и Југоисточна Европа. Сепак, нискиот водостој на Дунав, ограничувањата кај нуклеарното и хидропроизводството, високите цени на природниот гас и големите разлики меѓу поединечните балкански пазари покажуваат дека регионалното тргување ќе остане чувствително и во наредните денови.
Енергетика 24
