SEE tržište električne energije u 25. nedelji: potražnja i slabija hidro guraju cene, dok gas popušta

SEE tržišta električne energije ušla su u 25. nedelju sa jasnim bikovskim (bullish) tonom u većini centralnih i zapadnobalkanskih sistema, uprkos blažem kretanju cena gasa. Regionalna slika cena bila je oblikovana višom potražnjom, slabijom hidro proizvodnjom, nižom proizvodnjom vetra i većim oslanjanjem na termo kapacitete—kombinacijom koja obično jača vrednost dispečabilne proizvodnje kada varijabilni izvori ne pokrivaju potrebe sistema.

Potrošnja raste, a termo proizvodnja preuzima veći deo tereta

Potrošnja je porasla za 3,1% na 16,34 TWh. Istovremeno, termo proizvodnja porasla je za 19,4% na 5,31 TWh, dok je proizvodnja iz gasnih elektrana povećana za 771 GWh (32,3%) na nedeljnom nivou. To ukazuje da je sistem morao da nadoknadi manjak iz hidro segmenta i slabiji vetar kroz dodatnu termičku proizvodnju.

Cenovni raspored: Italija premijum, Turska strukturno odvojena

Cenovni raspored podelio se u četiri grupe. Italija je ostala premijum tržište sa 127,69 €/MWh, uz rast od 3,7%, podržan slabijom hidro proizvodnjom i slabijim vetrom, većim angažovanjem termo kapaciteta i kontinuiranom uvoznom zavisnošću.

Mađarska, Rumunija i Hrvatska formirale su visoku SEE cenovnu zonu sa prosečnim vrednostima od 109,16 €/MWh (Mađarska), 104,84 €/MWh (Rumunija) i 102,36 €/MWh (Hrvatska). Srbija, Grčka i Bugarska trgovale su u nižem opsegu oko 85–88 €/MWh. Turska je ostala strukturno odvojena na 16,66 €/MWh.

Večernja rampa pojačava vrednost fleksibilnosti

Najizraženija trgovačka karakteristika bila je večernji ramp (evening ramp). Proizvodnja solarne energije porasla je za 8,1%, ali je proizvodnja vetra pala za 4,4%. Rezultat je bio tržišni profil u kome su podnevne cene bile slabije, dok su večernje cene snažno rasle.

U takvom okruženju raste vrednost fleksibilne proizvodnje i pratećih mehanizama kao što su skladištenje energije, prekogranični kapaciteti i strukturirani (shaped) proizvodi—jer se potreba za balansiranjem pomera ka periodima kada varijabilni izvori ne mogu da obezbede dovoljnu ponudu.

Interkonekcije menjaju spreadove više nego troškovi goriva

Prekogranični tokovi bili su podjednako važni kao i domaća bilansa. Neto uvoz SEE regiona pao je za 20,4% na 1,03 TWh, ali je Italija i dalje uvezla neto 1,12 TWh. Grčka i Bugarska ojačale su izvozne pozicije; Srbija je prešla u blagi neto izvoz; dok je Hrvatska povećala uvoznu zavisnost.

Zbog toga su spreadovi više zavisili od fizičke dostupnosti energije i kapaciteta interkonekcija nego od samih troškova goriva.

Gas posustaje, ali električna energija ne popušta

Tržišta gasa su se kretala naniže: TTF fjučersi u proseku su iznosili 41,76 €/MWh uz pad od 14,8%. Istovremeno su LNG prilivi u Grčku i Italiju porasli. Pad cene gasa smanjio je troškovni pritisak—ali nije sprečio rast cena električne energije jer je sistem i dalje zahtevao veći obim dispečabilne (dispatchable) proizvodnje.

Forward signal ostaje čvrst: scarcity pricing aktivan

Forward signal ostao je snažan. Day-ahead cene za 24. jun naglo su porasle širom SEE regiona: od 106,81 €/MWh u Albaniji i na Kosovu do čak 202,95 €/MWh u Rumuniji. Tržište je potom ušlo u narednu nedelju sa i dalje aktivnim scenarijem oskudice (scarcity pricing).

Virtu.Energy