Jugoistočna Evropa: vršne cene struje i dalje pod podrškom, ali zavise od vetra, hidro i gasa

Vršne cene električne energije u jugoistočnoj Evropi trebalo bi da ostanu podržane u kratkom roku, jer se “medveđi” signali koji bi mogli da ublaže pritisak na tržištu još nisu pojavili. Izgledi za narednu nedelju ostaju povoljni nakon obrasca zatezanja zabeleženog u 27. nedelji, kada su se potražnja pojačala, a proizvodnja iz obnovljivih izvora i hidroelektrana oslabile.

Šta je stvorilo zatezanje u 27. nedelji

U 27. nedelji potražnja za električnom energijom porasla je, dok je proizvodnja iz obnovljivih izvora i hidroelektrana oslabila. Istovremeno je termo proizvodnja povećana, a regionalni neto uvoz porastao. Kombinacija višeg opterećenja, manje dostupne “jeftinije” fleksibilnosti iz vetra i hidro sektora i većeg oslanjanja na uvoz tipično jača premiju u vršnim i večernjim satima.

Ovakav obrazac naročito se odrazio na tržišta sa najvišim cenama u regionu: Rumuniji, Mađarskoj, Srbiji i Hrvatskoj.

Gde su cene bile najviše

Rumunija i Mađarska ostaju regionalna tržišta sa najvišim cenama nakon što su u 27. nedelji zabeležile prosečne vrednosti od 164,31 EUR/MWh odnosno 162,04 EUR/MWh. Hrvatska je prosečno iznosila 142,57 EUR/MWh, dok su cene u Srbiji porasle 26,3% na 139,93 EUR/MWh.

Zbog toga će ova tržišta verovatno ostati u fokusu investitora kada se procenjuje rizik kretanja cena tokom naredne nedelje.

Pet faktora koji će odlučiti o vršnim cenama

1) Potražnja: Potrošnja u JIE porasla je 2,1% na 18,80 TWh. Rast je prvenstveno vezan za veće potrebe u Turskoj, Grčkoj i Rumuniji. Ako temperature ostanu visoke i potražnja za hlađenjem bude snažna, vršne cene bi trebalo da ostanu podržane; značajnije zahlađenje moglo bi da smanji pritisak na potrošnju i oslabi bikovski scenario.

2) Proizvodnja iz vetra: Promenljiva proizvodnja iz obnovljivih izvora smanjena je 3,3% u 27. nedelji. Proizvodnja iz vetra pala je 5,1%, a solarna proizvodnja 1,8%. Oporavak vetra predstavljao bi najjasniji medveđi signal za cene—posebno ako bi se veća proizvodnja poklopila sa periodima visoke potražnje ili poboljšala snabdevanje tržišta povezanih sa Rumunijom, Mađarskom i Srbijom.

3) Hidroproizvodnja: Regionalna proizvodnja hidroelektrana smanjena je 3,4%, čime je smanjena dostupnost fleksibilne i potencijalno jeftinije električne energije. Oporavak hidroproizvodnje (u Bugarskoj, Rumuniji, Srbiji ili Turskoj) mogao bi da ublaži pritisak na sistem; međutim, nastavak slabih hidroloških uslova povećava oslanjanje na termo proizvodnju i dodatno podržava vršne cene.

4) Prirodni gas: TTF fjučersi prosečno su iznosili 43,59 EUR/MWh u 27. nedelji (rast od 5,5% na nedeljnom nivou), a do kraja perioda premašili su 45 EUR/MWh. Ako gas ostane skup, troškovi proizvodnje iz gasnih elektrana nastaviće da podržavaju vršne cene; značajniji pad TTF-a bi oslabio komponentu bikovskog scenarija koja se odnosi na gorivo.

5) Prekogranični tokovi: Neto uvoz u JIE porastao je 28,2% na 1,25 TWh. Mađarska, Rumunija i Srbija povećale su potrebe za uvozom. Nastavak rasta uvoza na tržištima sa najvišim cenama mogao bi da podrži regionalne spreadove; s druge strane, snažniji izvozni bilansi Grčke, Bugarske ili Turske mogli bi da smanje pritisak na regionalni bilans ponude i potražnje.

Bazni izgledi vs. uslovljeni bikovski scenario

U bikovskom scenariju, visoke temperature se zadržavaju; proizvodnja iz vetra ostaje slaba; hidroproizvodnja se ne oporavlja; TTF cene ostaju iznad sredine raspona od “40 ili više” EUR/MWh; a Mađarska, Rumunija i Srbija nastavljaju da se u velikoj meri oslanjaju na uvoz. U takvom okruženju večernje vršne cene bile bi snažno podržane, uz mogućnost dodatnog širenja premije Rumunija–Mađarska–Srbija.

U baznom scenariju, potražnja ostaje snažna; proizvodnja iz obnovljivih izvora delimično se oporavlja; cene gasa ostaju povišene; a prekogranični uvoz se stabilizuje. Vršne cene bi tada i dalje bile podržane—ali bi regionalni spreadovi imali manju verovatnoću za agresivno širenje.

Kada bi trend popustio: medveđi preokret

Medveđi scenario uključuje hladnije vreme koje smanjuje potrebu za hlađenjem; snažan oporavak proizvodnje iz vetra; poboljšanje hidroproizvodnje; niže TTF cene; kao i normalizaciju raspoloživosti termo kapaciteta u Srbiji. U tom slučaju očekuje se slabljenje cena električne energije u JIE i suženje razlika između vršnih i baznih cena.

Zaključak: šta treba pratiti do kraja naredne nedelje

Kratkoročni izgledi ocenjuju se kao povoljni za vršne cene električne energije u JIE—ali uz jasnu zavisnost od nekoliko ključnih indikatora: kretanja potražnje pod uticajem temperatura, brzine oporavka vetra i hidroproizvodnje te nivoa TTF-a kao troškovnog sidra za gasne elektrane. Prekogranični tokovi takođe će biti presudni: nastavak rasta neto uvoza na skupljim tržištima mogao bi da produži obrazac zatezanja iz 27. nedelje ili ga pretvori u novi talas premije ukoliko ne dođe do obrta.