Trgovci električnom energijom nekada su se prvenstveno fokusirali na prognoziranje potražnje, proizvodnje i vremenskih uslova. Sa flow-based couplingom i sve sofisticiranijim obračunom kapaciteta, još jedna varijabla postala je podjednako važna: sama granica. Količina prenosnog kapaciteta raspoloživog između tržišta sada može uticati na spreadove gotovo podjednako snažno kao fundamentalni faktori unutar svakog tržišta.
Osnovna logika prekogranične trgovine električnom energijom deluje jednostavno.
Kupiti električnu energiju tamo gde je jeftinija i prodati je tamo gde je skuplja.
U praksi, međutim, postoji jedan ključni uslov: prenosni kapacitet mora biti raspoloživ.
Kada granica nije ograničena, arbitraža uglavnom potiskuje cene ka konvergenciji. Kada je kapacitet ograničen, susedna tržišta mogu se značajno razdvojiti.
Prenosni kapacitet se zato može posmatrati kao ekonomska opcija na konvergenciju cena.
Jedan megavat kapaciteta može imati malu vrednost kada dva tržišta formiraju slične cene. Međutim, kada se tržišta razdvoje za 50 €/MWh, isti taj megavat može postati veoma vredan.
Za trgovce u jugoistočnoj Evropi to znači da prognoziranje nacionalnih fundamentalnih faktora više nije dovoljno. Stanje prenosne mreže postalo je deo prognoze cene.
ACER u svojoj analizi tržišta električne energije jugoistočne Evrope za 2026. godinu nastavlja da ističe prekogranični kapacitet kao važan faktor u formiranju regionalnih cena, uz poziv za veću dostupnost prenosnog kapaciteta za prekograničnu trgovinu i efikasnije korišćenje mreže.
Komercijalna implikacija je jasna.
Trgovac može pravilno prognozirati višak električne energije u Bugarskoj i istovremeno očekivati deficit u Grčkoj. Međutim, veličina konačnog BG-GR spreada delimično će zavisiti od toga koliko bugarske električne energije zaista može biti preneto ka jugu.
Isti princip važi za Mađarsku-Rumuniju, Mađarsku-Hrvatsku i druga međusobno povezana tržišta.
To stvara ono što se može opisati kao rizik iznenadne promene raspoloživog kapaciteta.
Zamislimo da trgovac očekuje 1.000 MW komercijalno raspoloživog kapaciteta na određenom interfejsu. Naknadni obračun smanjuje taj kapacitet na 600 MW.
Domaća potražnja se nije promenila.
Solarna proizvodnja se nije promenila.
Cene goriva se nisu promenile.
Ipak, očekivani spread može značajno da se proširi jer je tržište izgubilo deo mogućnosti da arbitražom izjednači razliku u cenama.
Suprotno se može dogoditi kada dodatni kapacitet postane raspoloživ.
Spread koji je prethodno bio praktično izolovan može iznenada postati trgovinski iskoristiv, dok atraktivna razlika u cenama može nestati kada novi prenosni kapacitet omogući veće tokove električne energije.
Zbog toga prekogranični kapacitet sve više zaslužuje istu pažnju kao prognoze vremena i proizvodnje.
Izazov postaje složeniji sa flow-based market couplingom.
Umesto da se svaka granica posmatra zasebno, flow-based obračun uzima u obzir način na koji transakcije utiču na kritične elemente mreže u širem međusobno povezanom sistemu.
Trgovina između dve bidding zone zato može koristiti kapacitet na mrežnim elementima koji se fizički ne nalaze direktno na njihovoj zajedničkoj granici.
Rezultat bi trebalo da bude efikasnije korišćenje mreže, jer market coupling preciznije odražava fizičko ponašanje šireg elektroenergetskog sistema.
Za trgovce, međutim, to znači i da tradicionalna bilateralna analiza zasnovana na ATC pristupu postaje sve manje dovoljna.
Uvođenje Core Advanced Hybrid Coupling-a u junu 2026. dodaje još jedan sloj ovom razvoju. Ovaj pristup uključuje određene spoljne granice Core regiona u koordinisaniji flow-based okvir, dodatno jačajući vezu između market coupling-a i regionalnih uslova u prenosnoj mreži.
Za SEE trading deskove koji posluju sa Core tržištima, ponašanje granica zato sve više određuje regionalna optimizacija mreže, a ne jednostavna bilateralna cifra raspoloživog kapaciteta.
To zahteva promenu modela trgovanja.
Prvi sloj i dalje predstavljaju fundamentalne prognoze: potrošnja, proizvodnja iz obnovljivih izvora, hidrološki uslovi, raspoloživost termoelektrana i ekonomika goriva.
Drugi sloj je očekivano formiranje cena u svakoj bidding zoni.
Treći sloj predstavlja prognoziranje stanja mreže.
Koji kritični elementi mreže će verovatno postati ograničeni?
Koje granice bi mogle dobiti dodatni kapacitet?
Gde bi korektivne mere mogle promeniti raspoložive margine?
Koliko će kapaciteta verovatno ostati nakon šire evropske optimizacije?
Nije neophodno da svaki trading desk razvije kompletan model mreže na nivou operatora prenosnog sistema.
Ali sve više važi da ignorisanjem obračuna kapaciteta trgovac preuzima rizik sličan onom koji bi preuzeo ignorisanjem vremenske prognoze.
Postoji i važna intraday dimenzija.
Day-ahead kapacitet se obračunava na osnovu određenog skupa pretpostavki o stanju sistema. Kako se isporuka približava, stanje mreže postaje jasnije, a raspoloživi kapacitet može biti ponovo procenjen na osnovu novijih informacija.
Prekogranična opcionalnost zato može značajno da se promeni nakon day-ahead aukcije.
Spread koji je u početku izgledao zarobljeno može iznenada postati dostupan za arbitražu.
Spread koji izgleda veoma atraktivno može postati nemoguće iskoristiti.
Ekonomska vrednost same granice zato može da se menja tokom čitavog dana trgovanja.
To stvara novu kategoriju kratkoročnih strategija: trgovanje na osnovu promena kapaciteta.
Signal nije samo to da je tržište A jeftinije od tržišta B. Vredniji signal može biti nova informacija o prenosnom kapacitetu koja menja verovatnoću da će se razlika u cenama održati.
To bi moglo postati jedna od ključnih razlika između tradicionalnog trgovanja električnom energijom u jugoistočnoj Evropi i nove generacije regionalnih trading deskova.
Fundamentalni faktori objašnjavaju zašto bi se dva tržišta trebalo razdvojiti.
Kapacitet određuje da li ta razlika može da opstane.
Elevated by virtu.energy
