Με υψηλές τιμές ανοίγει η τελευταία εβδομάδα του Αυγούστου στις ευρωπαϊκές αγορές ηλεκτρικής ενέργειας, με τις εντονότερες πιέσεις να καταγράφονται σε μια ευρεία ζώνη από την Ιταλία έως τη Ρουμανία. Στην Ελλάδα, η χονδρεμπορική επιστρέφει πάνω από τα 160 ευρώ/MWh, καθώς για τη Δευτέρα 24 Αυγούστου η μέση τιμή στην Αγορά Επόμενης Ημέρας διαμορφώνεται στα 167,55 ευρώ/MWh, αυξημένη κατά 53,09% από τα 109,45 ευρώ/MWh της Κυριακής.

Η άνοδος, ωστόσο, δεν είναι ελληνική ιδιαιτερότητα. Η Ιταλία εμφανίζεται ακόμη ακριβότερη, με 192,76 ευρώ/MWh, ενώ η Ρουμανία διαμορφώνεται στα 170,37 ευρώ/MWh και η Βουλγαρία στα 169,70 ευρώ/MWh. Η εικόνα αυτή διαμορφώνει ένα σαφές μέτωπο υψηλών τιμών στον ευρωπαϊκό Νότο και στη Νοτιοανατολική Ευρώπη, σε μια περίοδο κατά την οποία η αυξημένη ζήτηση, οι περιορισμοί στην παραγωγή και το ακριβό φυσικό αέριο επαναφέρουν την πίεση στη χονδρεμπορική αγορά.

Στην Ελλάδα, η ένταση της ημέρας αποτυπώνεται και στο εύρος των τιμών: η ελάχιστη τιμή υποχωρεί στα 83,44 ευρώ/MWh, ενώ η μέγιστη φτάνει τα 265,29 ευρώ/MWh. Η μεγάλη αυτή απόκλιση δείχνει πόσο διαφορετικές είναι οι συνθήκες μέσα στο ίδιο 24ωρο, με τις ώρες υψηλής παραγωγής από ΑΠΕ να συγκρατούν προσωρινά τις τιμές και τις πιο απαιτητικές ώρες, κυρίως μετά την υποχώρηση της ηλιακής παραγωγής, να οδηγούν την αγορά αισθητά υψηλότερα.

Το ανοδικό κύμα εκτείνεται και βορειότερα. Η Αυστρία διαμορφώνεται στα 167,19 ευρώ/MWh, η Γερμανία στα 143,18 ευρώ/MWh, η Ολλανδία στα 141,91 ευρώ/MWh και το Βέλγιο στα 138,94 ευρώ/MWh. Η Γαλλία βρίσκεται χαμηλότερα, στα 105,45 ευρώ/MWh. Πρόκειται επομένως όχι για μια ομοιόμορφη ευρωπαϊκή άνοδο, αλλά για μια σαφή συγκέντρωση υψηλών τιμών σε μια ζώνη που ξεκινά από την Ιταλία και περνά από την Ελλάδα, τη Βουλγαρία και τη Ρουμανία προς την Κεντρική Ευρώπη.

Η επιστροφή της ζήτησης

Ένα πρώτο μέρος της απότομης μεταβολής εξηγείται από τη μετάβαση από την Κυριακή στη Δευτέρα. Η σύγκριση γίνεται με μια ημέρα κατά την οποία η βιομηχανική και εμπορική κατανάλωση είναι χαμηλότερη, ενώ με το άνοιγμα της εβδομάδας η ζήτηση επιστρέφει σε επίπεδα εργάσιμης ημέρας. Στην ελληνική αγορά αυτό αποτυπώνεται καθαρά στους όγκους: οι συναλλαγές για τις 24 Αυγούστου ανεβαίνουν στις 441.777 MWh, από 386.447 MWh μία ημέρα νωρίτερα, αύξηση 14,32%.

Το λεγόμενο «Monday effect», όμως, εξηγεί περισσότερο την ένταση της ημερήσιας μεταβολής παρά το ίδιο το υψηλό επίπεδο των τιμών. Το γεγονός ότι Ελλάδα, Βουλγαρία και Ρουμανία βρίσκονται ταυτόχρονα κοντά στα 170 ευρώ/MWh και η Ιταλία σχεδόν στα 193 ευρώ/MWh δείχνει ότι πίσω από τη σύγκριση με τη χαμηλή κυριακάτικη βάση υπάρχουν βαθύτεροι παράγοντες που κρατούν ακριβή την αγορά.

Σε αυτούς προστίθεται ο καύσωνας. Για τη Δευτέρα η θερμοκρασία στην Αθήνα προβλέπεται να φτάσει τους 39 βαθμούς, παραμένοντας στους 37 βαθμούς ακόμη και στις 18:00 και στους 33 βαθμούς στις 21:00. Η υψηλή θερμοκρασία διατηρεί αυξημένη τη ζήτηση για ψύξη μέχρι αργά το απόγευμα και το βράδυ, ακριβώς όταν αρχίζει να αποσύρεται από το σύστημα η φωτοβολταϊκή παραγωγή.

Αυτό το «βραδινό κενό» έχει γίνει ένας από τους βασικούς μηχανισμούς πίσω από τις θερινές εξάρσεις των τιμών. Μέσα στο μεσημέρι, η μεγάλη παραγωγή από φωτοβολταϊκά συμπιέζει το κόστος. Μετά τη δύση του ήλιου, όμως, η ζήτηση παραμένει υψηλή, ενώ το σύστημα χάνει σε μικρό χρονικό διάστημα μεγάλο μέρος της φθηνής ηλιακής παραγωγής και χρειάζεται να στραφεί σε ευέλικτες αλλά ακριβότερες μονάδες, κυρίως φυσικού αερίου, καθώς και σε εισαγωγές ή υδροηλεκτρικά.

Η εικόνα του ελληνικού μείγματος είναι χαρακτηριστική. Οι ΑΠΕ αντιστοιχούν στο 51,22% της ενέργειας για τη Δευτέρα, το φυσικό αέριο στο 27,77%, οι εισαγωγές στο 7,49%, τα μεγάλα υδροηλεκτρικά στο 5,97% και ο λιγνίτης στο 5,52%. Το υψηλό ημερήσιο μερίδιο των ΑΠΕ επομένως δεν αρκεί από μόνο του για να συγκρατήσει τη μέση τιμή, όταν στις ώρες στις οποίες αυτές υποχωρούν η οριακή μονάδα που απαιτείται για να καλύψει τη ζήτηση είναι σημαντικά ακριβότερη.

Ο Δούναβης στενεύει την αγορά της ΝΑ Ευρώπης

Η δεύτερη και πιο δομική πίεση προέρχεται από την εξαιρετικά χαμηλή διαθεσιμότητα πυρηνικής και υδροηλεκτρικής παραγωγής σε τμήματα της Νοτιοανατολικής Ευρώπης, αποτέλεσμα της παρατεταμένης ξηρασίας και των ιστορικά χαμηλών στάθμεων του Δούναβη.

Στη Ρουμανία, το πυρηνικό εργοστάσιο της Cernavoda παραμένει εκτός λειτουργίας, καθώς η στάθμη του Δούναβη δεν επαρκεί για την ασφαλή ψύξη των αντιδραστήρων. Η ρουμανική κυβέρνηση ενέκρινε στις 22 Αυγούστου νέα έκτακτα μέτρα για την ενίσχυση της ροής νερού προς το εργοστάσιο, ενώ η χώρα βρίσκεται σε κατάσταση ενεργειακής έκτακτης ανάγκης για τον Αύγουστο λόγω της μείωσης της διαθέσιμης ηλεκτροπαραγωγής. Η Cernavoda καλύπτει υπό κανονικές συνθήκες περίπου το 20% της παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας της Ρουμανίας.

Στη Βουλγαρία, το Kozloduy αναγκάστηκε για πρώτη φορά στην 52χρονη ιστορία του να μειώσει την παραγωγή εξαιτίας της χαμηλής στάθμης του Δούναβη. Η ισχύς της μονάδας 5 περιορίστηκε κατά περίπου 120 MW, ενώ το πυρηνικό εργοστάσιο καλύπτει συνολικά περίπου το 35% των αναγκών της χώρας σε ηλεκτρική ενέργεια.

Το ίδιο πρόβλημα έπληξε πολύ εντονότερα την Ουγγαρία. Το πυρηνικό εργοστάσιο Paks, ισχύος 2 GW και με συμμετοχή σχεδόν 50% στην εγχώρια ηλεκτροπαραγωγή, είχε αναγκαστεί νωρίτερα μέσα στον μήνα να μειώσει την παραγωγή του σε λίγο πάνω από το 10% της συνολικής του δυναμικότητας λόγω της ιστορικής ξηρασίας και της υποχώρησης του Δούναβη. Η ανάκαμψη έχει πλέον ξεκινήσει και η ουγγρική κυβέρνηση εκτιμά ότι το εργοστάσιο θα μπορούσε να έχει επιστρέψει σε πλήρη λειτουργία έως την Τετάρτη. Αυτό, όμως, σημαίνει ότι η νέα εβδομάδα ξεκινά με ένα μέρος της βασικής παραγωγικής βάσης της περιοχής να παραμένει ακόμη περιορισμένο.

Το πρόβλημα δεν είναι αποκλειστικά βαλκανικό. Οι αλλεπάλληλοι καύσωνες έχουν επηρεάσει και τη γαλλική πυρηνική παραγωγή, καθώς οι υψηλές θερμοκρασίες των ποταμών περιορίζουν τη δυνατότητα ψύξης των αντιδραστήρων. Στις 11 Αυγούστου οι περιορισμοί στη Γαλλία έφταναν τα 7,3 GW, περίπου το 12% του πυρηνικού στόλου, την ώρα που στη Γερμανία η αιολική παραγωγή αναμενόταν περίπου 60% κάτω από τα εποχικά επίπεδα. Οι συνθήκες αυτές είχαν οδηγήσει τότε σε αυξήσεις άνω του 20% στις γαλλικές και γερμανικές τιμές επόμενης ημέρας.

Πρόκειται για τον ίδιο μηχανισμό που συνοδεύει μεγάλο μέρος του φετινού καλοκαιριού: η ζέστη αυξάνει τη ζήτηση για ηλεκτρισμό, ενώ ταυτόχρονα μπορεί να περιορίζει την προσφορά από πυρηνικά, υδροηλεκτρικά και αιολικά. Το Reuters έχει επισημάνει ότι οι θερινές τιμές ηλεκτρικής ενέργειας στην Ευρώπη έχουν φέτος φτάσει κατά περιόδους σε επίπεδα που παραδοσιακά συναντώνται τον χειμώνα.

Το ακριβό αέριο βάζει υψηλότερο «πάτωμα»

Πάνω σε αυτή την ήδη πιεσμένη εικόνα έρχεται να προστεθεί το φυσικό αέριο. Το TTF έχει επιστρέψει κοντά και πάνω από την περιοχή των 65 ευρώ/MWh, καθώς η συνεχιζόμενη γεωπολιτική ένταση στη Μέση Ανατολή διατηρεί υψηλό το ασφάλιστρο κινδύνου στις ενεργειακές αγορές. Το στοιχείο αυτό έχει ιδιαίτερη βαρύτητα για την ηλεκτρική ενέργεια, επειδή οι μονάδες αερίου είναι συχνά αυτές που καθορίζουν την οριακή τιμή στις ώρες κατά τις οποίες δεν επαρκεί η παραγωγή χαμηλότερου κόστους.

Στο ίδιο κάδρο μπαίνουν οι ευρωπαϊκές αποθήκες φυσικού αερίου. Δεν «αδειάζουν» ακόμη, καθώς η Ευρώπη βρίσκεται τυπικά στη φάση πλήρωσης πριν από τον χειμώνα. Γεμίζουν, όμως, πολύ πιο αργά από άλλες χρονιές. Στις 20 Αυγούστου τα αποθέματα της ΕΕ βρίσκονταν περίπου στο 62% της δυναμικότητας, έναντι 74% την αντίστοιχη περίοδο του 2025. Η Κομισιόν έχει ξεκαθαρίσει ότι δεν διαπιστώνει άμεσο κίνδυνο για την ασφάλεια εφοδιασμού, ωστόσο οι υψηλές τιμές του φυσικού αερίου έχουν λειτουργήσει αποτρεπτικά για την αποθήκευση.

Η απόσταση από πέρυσι έχει σημασία κυρίως για το πώς τιμολογεί η αγορά τους επόμενους μήνες. Μικρότερο απόθεμα στην είσοδο του χειμώνα σημαίνει μικρότερο περιθώριο ασφαλείας εάν η ζήτηση αυξηθεί απότομα ή υπάρξει νέα διαταραχή στις ροές LNG. Αυτό το risk premium μεταφέρεται στις αγορές αερίου και, μέσω του κόστους των μονάδων ηλεκτροπαραγωγής, στα συμβόλαια ηλεκτρισμού.

Το μήνυμα των προθεσμιακών

Σε αυτό το σημείο αποκτούν ιδιαίτερο ενδιαφέρον και τα προθεσμιακά συμβόλαια ηλεκτρικής ενέργειας. Η ανοδική εικόνα που καταγράφεται στα ελληνικά futures δεν είναι η αιτία για την άνοδο της Day-Ahead αγοράς. Spot και futures είναι διαφορετικές αγορές και η αυριανή τιμή προκύπτει από την προσφορά και τη ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας για τις συγκεκριμένες ώρες της 24ης Αυγούστου.

Η κίνηση των προθεσμιακών, όμως, λειτουργεί ως βαρόμετρο των προσδοκιών της αγοράς. Όταν οι τιμές των συμβολαίων επόμενων εβδομάδων ή μηνών ανεβαίνουν μαζί με τη spot αγορά, το μήνυμα είναι ότι οι traders δεν αντιμετωπίζουν όλους τους σημερινούς παράγοντες ως εντελώς παροδικούς. Στην τιμολόγηση περνούν το κόστος του αερίου, η κατάσταση των αποθηκών, η διαθεσιμότητα πυρηνικών και υδροηλεκτρικών μονάδων, οι καιρικές συνθήκες και ο κίνδυνος νέων επεισοδίων υψηλής ζήτησης.

Η εικόνα αυτή επιβεβαιώνεται και από τις εκτιμήσεις για τη Νοτιοανατολική Ευρώπη. Αναλυτές που μίλησαν στο Montel έχουν προειδοποιήσει ότι, εάν η ξηρασία επιμείνει, οι μέσες τιμές ηλεκτρικής ενέργειας στην περιοχή τον Σεπτέμβριο θα μπορούσαν να κινηθούν στην περιοχή των 170-180 ευρώ/MWh, περίπου 60% υψηλότερα σε ετήσια βάση. Παράλληλα, η εξάντληση των υδάτινων αποθεμάτων θα μπορούσε, σύμφωνα με αναλυτές του Montel, να κρατήσει το σύστημα της Νοτιοανατολικής Ευρώπης υπό πίεση ακόμη και έως τον Οκτώβριο.

Αυτό δεν σημαίνει ότι τα 167,55 ευρώ/MWh της Ελλάδας αποτελούν τη νέα «κανονικότητα» ούτε ότι κάθε ημέρα της επόμενης περιόδου θα κινηθεί στα σημερινά επίπεδα. Οι spot τιμές παραμένουν εξαιρετικά ευαίσθητες στα κελεύσματα του καιρού, στη φωτοβολταϊκή παραγωγή, στις βλάβες μονάδων και στις διασυνοριακές ροές. 

Η εικόνα με την οποία ανοίγει, ωστόσο, η εβδομάδα είναι σαφής. Η επιστροφή της ζήτησης μετά το Σαββατοκύριακο συναντά μια αγορά ήδη επιβαρυμένη από τη ζέστη, την ξηρασία, τους περιορισμούς στην πυρηνική και υδροηλεκτρική παραγωγή και το ακριβό φυσικό αέριο. Η Ελλάδα βρίσκεται στην ακριβή πλευρά της ευρωπαϊκής αγοράς, αλλά μέσα σε ένα ευρύτερο περιφερειακό τόξο υψηλών τιμών. 

Διαβάστε ακόμη