Prognoza cena električne energije u Jugoistočnoj Evropi za Q3: letnja nestašica menja ulogu gasa

Jugoistočna Evropa ulazi u treći kvartal sa drugačijom logikom formiranja cena električne energije u odnosu na period energetske krize. Iako gas i dalje ima značaj, poslednja sedmica pokazala je da cene mogu da rastu čak i kada TTF gas pojeftinjuje, što ukazuje da tržište sve više reaguje na realnu ravnotežu ponude i potražnje u elektroenergetskom sistemu.

Gas slabiji, ali cene ne popuštaju

Terminski ugovori za TTF pali su za 14,8% na prosečnih 41,76 €/MWh tokom 25. nedelje. Istovremeno, većina regionalnih tržišta električne energije beležila je rast cena. Poruka za investitore je jasna: gorivo i dalje utiče na troškove, ali više nije jedini dominantan faktor kada sistem mora da obezbedi balans uprkos promenama na tržištu gasa.

Letnja potrošnja pojačava pritisak na balans

Ključni razlog za promenu dinamike je sve teža fizička ravnoteža sistema usled rasta letnje potrošnje. Regionalna potrošnja porasla je za 3,1% na 16,34 TWh, pri čemu potrebe za hlađenjem sve više oblikuju cenu u popodnevnim i večernjim satima.

Na strani ponude, proizvodnja iz hidroelektrana pala je za 4,7%, dok je proizvodnja iz vetra smanjena za 4,4%. Istovremeno, termoelektrična proizvodnja porasla je za 19,4%, što znači da je sistem — uprkos nižim cenama gasa — morao da aktivira više dispečabilnih kapaciteta kako bi održao balans.

Šta će definisati cenu u Q3

Prognozirano je da će cena u trećem kvartalu biti određena kombinacijom temperatura, dostupnosti hidroenergije, vetrovnih uslova i prekograničnih zagušenja. Italija će ostati premium uvozno tržište kada su hidro i vetar slabi. Mađarska, Rumunija i Hrvatska biće izložene nestašici u Centralnoj Evropi.

Srbija se posmatra kao tržište “između” — između sopstvenog odnosa uglja i hidroenergije s jedne strane i uticaja viših cena iz susednih tržišta s druge.

Rizici: od solara do toplotnih talasa

Glavni rizik pada cena dolazi od snažne proizvodnje iz solarnih elektrana, slabije potrošnje tokom vikenda i oporavka hidro potencijala. Suprotno tome, glavni rizik rasta vezan je za toplotne talase, slab vetar, ograničenu hidro proizvodnju i nestašicu u večernjim satima kada sistem mora da pokrije rampu potrošnje.

Kako sezona prelazi ka letnjem obrascu rada sistema, dnevni proseci sve češće prikrivaju stvarni komercijalni rizik — cenu firme isporuke nakon zalaska sunca. Za tržišne učesnike to znači da procena rizika u Q3 ne može da se oslanja samo na prosečne dnevne nivoe cena, već mora da uzme u obzir satnicu napetosti između proizvodnje i potražnje.