Električnom energijom u Rumuniji za januar 2027. godine trgovalo se po ceni većoj od 205 evra po MWh, što pokazuje da se nedavni premijum zbog manjka električne energije više ne ograničava samo na volatilno spot tržište, već se mesecima unapred ugrađuje u zimske nabavke električne energije.
Nedavne transakcije na berzi OPCOM pokazuju da se bazna električna energija za januar trgovala po ceni od oko 1.080,77 leja po MWh, što odgovara približno 205 evra po MWh.
Blok za prvi kvartal 2027. godine trgovao se po ceni od oko 197 evra po MWh, dok su ugovori za decembar dostizali oko 193 evra po MWh.
Terminske cene imaju veći strukturni značaj od još jednog izolovanog skoka cena na spot tržištu.
Snabdevači i veliki potrošači sada plaćaju trajno viši premijum kako bi unapred obezbedili zimske količine električne energije, što ukazuje na očekivanja tržišnih učesnika da će zategnuti uslovi potrajati i nakon aktuelnog perioda neizvesnosti u vezi sa nuklearnom i hidroproizvodnjom.
Rumunski elektroenergetski sistem nalazi se pod pritiskom zbog smanjene raspoloživosti nuklearnih kapaciteta, promenljive hidrološke situacije i većih potreba za uvozom iz regiona.
Na tržištu su tokom perioda slabog vetra i smanjene fleksibilne proizvodnje zabeležene i večernje cene veće od 600 evra po MWh.
Kupci na terminskom tržištu praktično plaćaju osiguranje od ponavljanja takvih uslova tokom zimske grejne sezone.
Premijum zbog manjka energije postaje osnova za investicije
Rast terminskih cena iznad 200 evra po MWh menja i ekonomsku računicu novih proizvodnih kapaciteta i skladištenja energije.
Visoke terminske cene mogu da podrže zaštitu od tržišnog rizika za proizvođače iz obnovljivih izvora i fleksibilne proizvođače, jer bankama omogućavaju jasniju vidljivost budućih prihoda nego veoma volatilno spot tržište.
Međutim, kriva cena istovremeno ukazuje na povećane troškove za snabdevače električnom energijom i industrijske potrošače.
Snabdevači koji mesece unapred kupuju električnu energiju moraju ili da te troškove prenesu na kupce, zaštite se od njih drugim hedžing aranžmanima ili ih privremeno apsorbuju kroz sopstvene bilanse.
To postaje posebno teško na tržištu na kojem su postojeći državni mehanizmi kompenzacije već izazvali pritisak na likvidnost.
Širenje proizvodnje iz obnovljivih izvora u Rumuniji dugoročno bi moglo da smanji prosečne veleprodajne cene, posebno tokom dnevnih perioda visoke solarne proizvodnje.
Međutim, zimski manjak električne energije posledica je drugačijeg problema.
Niska solarna proizvodnja, visoka potrošnja i zavisnost od nuklearnih, hidro i gasnih elektrana, kao i uvoza, mogu održavati elektroenergetski sistem pod pritiskom čak i kada ukupni kapacitet obnovljivih izvora nastavlja da raste.
Skladištenje energije može da pomogne u upravljanju kratkoročnim manjkovima tokom dana, ali ne može da proizvede dodatnu energiju ukoliko dugotrajni periodi niske proizvodnje iz obnovljivih izvora iscrpe raspoložive mogućnosti za punjenje baterija.
Zbog toga upravljiva proizvodnja i prekogranični kapaciteti i dalje imaju značaj.
Januarski terminski ugovori zato šalju drugačiju poruku od rumunskog tržišta solarne energije tokom podneva.
Rumunija bi sve više mogla da ima jeftinu električnu energiju u pojedinim satima i veoma skupu električnu energiju u drugim.
Sa cenom većom od 205 evra po MWh, terminsko tržište sada daje značajnu vrednost riziku da će tokom zime biti previše upravo ovih drugih, skupih sati.
