Turska je bila dominantni izuzetak (outlier) u Jugoistočnoj Evropi tokom nedelje 22, sa prosečnim cenama električne energije na tržištu dan unapred koje su se srušile za više od 73% na svega 4,03 €/MWh. Nijedno drugo tržište u regionalnom uzorku nije bilo ni blizu ovog nivoa. Grčka je u proseku imala 86,77 €/MWh, Bugarska 93,50 €/MWh, Srbija 105,71 €/MWh, a Italija 123,58 €/MWh. Nivo cena u Turskoj zato nije bio klasičan regionalni cenovni signal. On je bio znak tržišta koje privremeno funkcioniše pod fundamentalno drugačijim uslovima. Kako navodi Electricity.trade, turska nedelja sa ekstremno niskim cenama pokazuje granice konvergencije SEE tržišta: jeftina električna energija u jednom velikom tržištu ne prenosi se automatski na ceo region.
Pad cena bio je praćen naglim padom potražnje. Potrošnja električne energije u Turskoj smanjena je za 21,7%, što iznosi 1,38 TWh, odnosno više nego ukupan regionalni neto pad potrošnje u SEE. Proizvodnja iz termoelektrana pala je 41,4%, uključujući i pad od 70,6% u proizvodnji iz gasnih elektrana. Istovremeno, Turska je gotovo utrostručila svoju izvoznu poziciju na 95 GWh. To ukazuje na tržište sa viškom jeftine ponude, slabijom domaćom potražnjom i manjom potrebom za skupom termalnom dispečabilnom proizvodnjom.
Komercijalno pitanje je zašto tako niske cene nisu agresivnije povukle ostatak SEE tržišta nadole. Odgovor leži u fizičkim i institucionalnim ograničenjima tržišne integracije. Kapaciteti interkonekcija, pravila zakazivanja, domaće tržišne strukture i zagušenja u mreži sprečavaju da jedna niskocenovna zona u potpunosti resetuje regionalne cene. Italija je i dalje imala 123,58 €/MWh. Srbija je porasla na 105,71 €/MWh. Čak i Bugarska, koja je značajno oslabila, ostala je iznad 90 €/MWh. Turski cenovni signal je zato bio snažan, ali geografski ograničen.
Za trgovce, ovo stvara i priliku i frustraciju. Tržište sa 4,03 €/MWh pored tržišta iznad 90 €/MWh implicira ogromne teorijske cenovne spread-ove. Ali samo fizički dostupni i komercijalno trgovinski kapaciteti mogu pretvoriti taj spread u prihod. Zato turski slučaj pokazuje da regionalno trgovanje električnom energijom nije ograničeno samo cenovnom logikom, već i infrastrukturom i pristupom tržištu.
Za investitore, ova nedelja u Turskoj takođe ilustruje rizike sistema sa visokim udelom obnovljivih izvora ili slabijom potražnjom, bez dovoljno izvozne dubine ili fleksibilne potrošnje. Ekstremno niske cene mogu koristiti potrošačima, ali mogu oslabiti tržišne (merchant) prihode proizvođača. U tržištima sa rastućim udelom obnovljivih izvora, ovakvi cenovni kolapsi mogu postati češći ako skladištenje energije, demand response, interkonekcije i fleksibilna industrijska potrošnja ne rastu dovoljno brzo.
Cena u Turskoj od 4,03 €/MWh u nedelji 22 zato ne treba da se posmatra kao obična medveđa anomalija. Ona je upozorenje na fragmentiranu konvergenciju. Jugoistočna Evropa možda deli više podataka, tokova i trgovinskih veza nego ranije, ali region i dalje sadrži cenovna ostrva. Kada jedno od tih ostrva formira cenu blizu nule, dok susedi ostaju iznad 100 €/MWh, komercijalna vrednost interkonekcija postaje nemoguće ignorisati.
Pripremljeno od strane electricity.trade
