Jugoistočna Evropa formira zasebnu zonu rizika na tržištu struje dok severozapad slabi

Tržišta električne energije u jugoistočnoj Evropi razvijaju izražen regionalni premijum rizika, jer se kretanja cena sve više odvajaju od onoga što dominira severozapadom kontinenta. U 27. nedelji cene su porasle u većini tržišta JIE, dok je severozapadna Evropa zabeležila pad usled hladnijeg vremena i snažnije proizvodnje iz vetra.

Divergencija kao signal da JIE više ne “prati” evropski trend

Regionalna divergencija bila je ključni trend nedelje: dok su se cene u JIE zatezale, severozapad je oslabljen. Za učesnike na tržištu to znači da JIE više ne bi trebalo posmatrati samo kao produžetak šireg evropskog kretanja na tržištu električne energije, već kao prostor gde na formiranje cena sve jače utiču lokalni fundamentalni faktori.

U fokusu su potražnja regiona, hidroproizvodnja, proizvodnja iz obnovljivih izvora, termo proizvodnja i prekogranični tokovi. Kada se ti elementi pomere istovremeno u jednom smeru, efekat se vidi direktno u cenama—što je upravo opisano za ovu nedelju.

Najviše cene u Rumuniji i Mađarskoj; Turska ostaje najjeftinija

Rumunija je zabeležila najvišu prosečnu cenu među praćenim tržištima JIE, na 164,31 EUR/MWh. Slede Mađarska sa 162,04 EUR/MWh. Hrvatska je prosečno iznosila 142,57 EUR/MWh, Srbija 139,93 EUR/MWh, Italija 134,85 EUR/MWh. Bugarska je bila na 114,61 EUR/MWh, a Grčka na 112,81 EUR/MWh.

Turska je ostala najjeftinije praćeno tržište sa 47,36 EUR/MWh, uprkos snažnom procentualnom rastu sa niske početne osnove.

Severozapad pada: Francuska najveći gubitnik

U suprotnom smeru kretala se severozapadna Evropa. Francuska je zabeležila najveći nedeljni pad: cene su smanjene 32,1% na 78,60 EUR/MWh. Španija i Portugal pale su približno 27,7%, na oko 63,20 EUR/MWh.

Nemačka, Belgija, Švajcarska, Slovačka, Poljska, Holandija, Austrija i Češka takođe su zabeležile značajne nedeljne padove cena.

Zašto se bilansi razlikuju: potražnja raste u JIE dok obnovljivi slabe

Divergenciju su pokrenuli fundamentalno različiti uslovi. Severozapadna Evropa imala je koristi od hladnijeg vremena nakon toplotnog talasa krajem juna i snažnije proizvodnje iz vetra.

JIE se suočila sa rastom potražnje uz istovremeno slabljenje proizvodnje iz obnovljivih izvora i hidroelektrana. To je dodatno zateglo regionalni bilans ponude i potražnje: potražnja za električnom energijom porasla je za 2,1% na 18,80 TWh tokom nedelje. Istovremeno je proizvodnja iz promenljivih obnovljivih izvora smanjena za 3,3%, pri čemu je proizvodnja iz vetra pala 5,1%, a solarna proizvodnja 1,8%. Hidroproizvodnja je takođe smanjena za 3,4%, pa se sistem u većoj meri oslonio na termo proizvodnju koja je porasla za 6,5%.

Povećan neto uvoz pojačava pritisak cena

Rast prekograničnih tokova dodatno potvrđuje trend zatezanja. Neto uvoz u JIE porastao je za 28,2% na 1,25 TWh. Mađarska, Rumunija i Srbija povećale su potrebe za uvozom.

Grčka, Bugarska i Turska ostale su neto izvoznici tokom nedelje—ali njihovi izvozni bilansi su ipak smanjeni.

Struktura tržišta: Rumunija i Mađarska kao oslonci visokih cena; Srbija pod pritiskom

Struktura tržišta ima strateške posledice. Rumunija i Mađarska postaju regionalni oslonci sa najvišim cenama. Srbija se ističe kao ključno tržište pod pritiskom zbog snažnog rasta cena i sve veće zavisnosti od uvoza.

Hrvatska ostaje deo koridora visokih cena. Grčka i Bugarska nastavljaju da deluju kao referentne tačke sa nižim cenama; međutim obe zemlje ostale su iznad nivoa od 100 EUR/MWh.

Cene gasa kao makro faktor: TTF podržava viši trošak termo proizvodnje

Cene gasa predstavljaju važan makroekonomski faktor za region koji sve više koristi termo kapacitete. TTF fjučersi prosečno su iznosili 43,59 EUR/MWh uz rast od 5,5% na nedeljnom nivou i do kraja nedelje premašili su 45 EUR/MWh.

Kada JIE zavisi od termo proizvodnje više nego ranije ili kada obnovljivi izvori oslabe istovremeno s rastom potražnje (kako je ovde opisano), stabilne ili više cene gasa mogu dodatno podržati cene električne energije u vršnim periodima i doprineti širenju regionalnog premijuma rizika.

Šta može da nastavi trend—i šta bi ga moglo preokrenuti

Trend bi mogao da se nastavi ukoliko visoke temperature potraju u JIE-u; ako proizvodnja iz vetra ostane slaba; ako hidroproizvodnja ostane niska; ako cene gasa ostanu visoke; te ako potrebe za uvozom porastu u Mađarskoj, Rumuniji i Srbiji.

S druge strane signal bi mogao da oslabi ukoliko hladnije vreme zahvati JIE; ako se proizvodnja iz vetra oporavi; ako hidroproizvodnja poboljša; ako cene gasa padnu; ili ako se raspoloživost termo kapaciteta u Srbiji normalizuje.

Konačno posmatrano kroz prizmu ove sedmice: JIE sve više pokazuje ponašanje “zasebne zone rizika” na tržištu električne energije umesto da jednostavno sledi šira evropska kretanja. Potražnja regiona, proizvodnja iz vetra i hidroelektrana (uz njihovu dostupnost), nivo termo proizvodnje te cene gasa i prekogranični uvoz treba pratiti kao ključne pokazatelje da li će regionalni premijum rizika dalje rasti ili početi da se smanjuje.