U Jugoistočnoj Evropi, značajna volatilnost ne proističe samo iz tržišta gasa ili stabilnih pozicija na tržištu električne energije. Ona se najviše stvara na interfejsu između gasa i električne energije, u uskim vremenskim okvirima kada se susreću dostupnost goriva, ograničenja elektroenergetskog sistema i dizajn tržišta. Trgovci i industrijski kupci koji se fokusiraju na prosečne cene ili izloženosti jednoj robi često propuštaju ključne tačke gde se rizik generiše i monetizuje. Sezonski izveštaji o sistemskoj adekvatnosti od strane ENTSO-E ukazuju na važnost razumevanja kako stres u gasu utiče na cene električne energije.
Interfejs gasa i električne energije funkcioniše po principima fizike, a ne finansija. Tržišta gasa se regionalno usklađuju, dok se tržišta električne energije usklađuju lokalno i vremenski. Kada su ovi sistemi u skladu, cene su stabilne. Međutim, kada dođe do neslaganja, cene električne energije mogu da porastu nezavisno od cena gasa zbog nedostatka dostupnih resursa. Jugoistočna Evropa je posebno pogođena ovim fenomenom jer njeni elektroenergetski sistemi imaju ograničenu dubinu raspoloživih kapaciteta, dok gasni sistemi imaju slabiju isporučivost u vršnim trenucima.
Aktivacija interfejsa dešava se pod specifičnim uslovima. Povećana potražnja uzrokovana vremenskim faktorima primećuje se u Srbiji, Romaniji i Bugarskoj unutar 24–48 sati. Fleksibilnost hidroelektrana brzo se iscrpljuje, a jedinice na ugalj nailaze na tehnička ili ekonomska ograničenja. U isto vreme, gas postaje marginalan sa obe strane interfejsa: potreban je za proizvodnju električne energije, ali je ograničen zbog limita povlačenja iz skladišta i rigidnosti cevovoda. Ova koincidencija stvara osnovu za volatilnost.
Kvantitativno gledano, interfejs objašnjava zašto skromni signali gasa mogu dovesti do ekstremnih promena cena električne energije. Tokom perioda bez stresa, promena od €10/MWh u referentnim cenama gasa može izazvati minimalne promene u cenama struje. Kada se aktivira interfejs, isti signal može rezultirati intradnevnim promenama cena struje od €50–100/MWh, dok vršne cene mogu premašiti €300–400/MWh. Ova razlika nije rezultat troškova goriva već odsustva alternativnih izvora.
Topologija prenosa osigurava da ova volatilnost bude lokalizovana. Kada sever-jug koridori koji povezuju Mađarsku i Srbiju ili istok-zapad putevi između Rumunije i Bugarske postanu zasićeni, cene struje se razdvajaju po zonama. Cene gasa ostaju uniformne; cene struje fragmentiraju. Trgovci koji su pozicionirani u spreadovima koriste ovu repricing situaciju; oni koji su hedžovani samo u gasu ne ostvaruju iste koristi. Tokom poslednjih zima, razlike u cenama struje između susednih tržišta sa identičnim ulaznim gasom dostigle su nivoe između €70–120/MWh, isključivo zahvaljujući ovom interfejsu.
Zbog ovih faktora trgovci moraju preoblikovati svoje strategije. Usmereni pogledi na gas donose samo deo dostupne vrednosti. Najveće prilike leže u uslovnoj izloženosti: pozicijama koje se aktiviraju kada dođe do zategnutosti gasa koja korespondira sa ograničenjima snabdevanja strujom. Brza likvidnost i mogućnost brze reakcije nadmašuju statičke pozicije. U praksi, na tržištima Jugoistočne Evrope, čak 30–40% godišnjih trgovinskih prinosa može biti povezano sa manje od 20 stresnih dana, gotovo svi uključujući interfejs gasa i struje.
Poređenja radi, balansi tržišta daju jasne signale o stanju snabdevanja. Kada dođe do zategnutosti isporuke gasa, obim aktivacije balansa naglo raste, a cene rastu nelinearno. U uslovima niske inercije, balansi cena u Jugoistočnoj Evropi premašili su €600/MWh, daleko iznad energetskih vrednovanja. Ove cene reflektuju nedostatak odgovora umesto energetskih troškova; trgovci koji prate signale balansa dobijaju ranu upozorenje o aktivaciji interfejsa.
Kupci iz industrije suočavaju se s interfejsom kao sa šokom troškova. Električni ugovori indeksirani na gas pretpostavljaju da će cene gasa određivati cene struje. Kada se aktivira interfejs, ova pretpostavka pada u vodu jer troškovi električne energije naglo rastu čak i kada računi za gas ostanu nepromenjeni. Kupci tada moraju da plate naknade za nerazmerje ili hitne cene koje daleko nadmašuju očekivane uštede; praktično, 20–30%% godišnjeg troška električne energije može zavisiti od sati kada ugovori o gasu ne pružaju zaštitu.
S obzirom na to da je važno da gas i električna energija budu ugovoreni kao sistem jedinstvenog rizika, a ne kao odvojene robe, kupci koji limitiraju vršne izloženosti ili pregovaraju o definisanim cenama nedostatka mogu pretvoriti rizik interfejsa u poznate troškove. Oni koji to ne urade suočavaju se s neograničenim ishodima; plaćanje dodatnih €4–8/MWh često sprečava prekoračenja od €40–80/MWh tokom događaja vođenih interfejsom.
Povećana penetracija obnovljivih izvora energije dodatno naglašava značaj ovog interfejsa; kako izlazak uglja ubrzava a penetracija obnovljivih izvora raste bez odgovarajuće fleksibilnosti, gas postaje marginalniji češće ali s manje prostora za manevrisanje što povećava učestalost aktivacije interfejsa.
Konačno, kašnjenja infrastrukturnih projekata dodatno pogoršavaju situaciju; projekti jačanja mreže koštaju između €0.8–1.2 miliona po kilometru, dok nadogradnje skladišta zahtevaju stotine miliona evra i kasne iza potreba sistema. Dokle god ti projekti nisu realizovani, interfejs ostaje primarni motor volatilnosti.
Zato je jasno da volatilnost nije misterija niti neuspeh tržišta; ona predstavlja racionalno određivanje cena unutar sistema gde se susreću ograničenja gasa i struje.
Kao što je evidentno sve dok gas ostaje marginalno gorivo tokom kritičnih sati a sistemi snabdevanja ostaju pod pritiskom, ovaj interfejs će nastaviti da generiše značajnu volatilnost.
