Европейските електроенергийни борси остават подвластни на времето

Необичайно или неочаквано, но производството на електроенергия през миналата седмица расте. Като процент делът на фосилните горива е по-малък, но не и като обем. Участието на газа в процентно отношение също е по-ниско, но не и като количество. Реален е спадът на ядрената енергия и вятъра, а за отбелязване е високият  дял на водноелектрическите централи.  На този фон цените на европейските електроенергийни борси в сегмента „ден напред“ през миналата седмица отчитат ръст. Добрата новина е, че в годишно изражение движението в посока към понижение се запазва. Това, както отбелязват наблюдателите не означава намаляване на напрежението. Задава се навлизането в летния сезон, когато съоръженията за охлаждане започнат да работят активно, а тогава пазарът и цените отново се променят. Сега всичко е в ръцете на времето, което може да поднесе дъждовно и по-хладно лято, но може да се случи и обратното.

Производство на електроенергия

Производството на електроенергия (нетно) във всички страни от Европа възлиза на 50 106.91 GWh през 23-та седмица на 2023 г. преди окончателните данни.  За сравнение, през 22-та седмица то е достигало до обем от 43 979.11 GWh според коригираните данни.

Що се отнася до седмичното производство на електроенергия в страните от Европейския съюз (ЕС) то е в обем от 45 276.99 GWh (39 067.48 GWh за 22-та седмица) във вечерните часове на 11 юни 2023 г. според данните на energy charts, базирани на ENTSO-E към момента на подготовка на публикацията и преди корекция на окончателните данни.

За сравнение, година по-рано, или през 23-та седмица на 2022 г. производството на електроенергия  в страните от ЕС е възлизало на 43 533.49 GWh.

От това общо производство през 23-та седмица от настоящата 2023 г. на фосилните горива се пада дял от 22.01 % или 9963.46 GWh срещу 9652.85 GWh (24.71 %) седмица по-рано. От тях на кафявите въглища – 2030.69 GWh или 4.49 %, а на каменните – 1582.87 GWh – 3.50 %. Природният газ държи дял от 11.99 % или 5427.02 GWh ( 5185.41 GWh или 13.27 % за 22-та седмица). Участието на ядрената енергия е изчислено на 9101.51 GWh или 20.10 % (9319.56 GWh или 23.86 % седмица по-рано).

Делът на възобновяемите енергийни източници през посочената 23-та седмица е в обем от 26 212.02 GWh или 57.89 % (20 095.07 GWh или 51.44 % през 22-та седмица).

Вятърните централи на сушата са произвели обем от 4042.46 GWh (8.93 %), а офшорните – 686.91 GWh (1.52%). 

Произведената от слънчеви електроцентрали енергия е в обем от 5920.57 GWh (13.08 %), Редно е да се отчете и участието на водноелектрическите и помпените мощности – 25.05 % и 5.79 % съответно, както и на биомасата – 2.81 %.

Що се отнася до износа на електроенергия, през миналата седмица първенството за пореден път държи Франция, но с доста по-малък обем от 997.2 GWh, следвана от Австрия, Нидерландия, Швейцария, Към ръст на износа се връща и България, макар по-слаб от посочените страни  (+136.3 GWh).

По отношение на дела на ВЕИ в електрическия товар първенството се държи от Австрия с 340.5%, докато в България изчислението е за 33.7 на сто. По-напред е Румъния – 67.3 %. В съседните страни Германия и Франция делът на ВЕИ в електрическия товар през 22-та седмица е достигал до 59.1 % и съответно  36.2 %. Висок дял държи Швейцария – 81.7%, както и Иберийския полуостров (Португалия – 53.1% и Испания – 47.9%)%.

Предвид интензитета на СО2 обаче Франция (28 грама на тон) продължава да държи първо място.

Средна борсова цена на електроенергията за 23-та седмица

Средната борсова цена на електроенергията за 23-та за IBEX (БНЕБ) и OPCOM се изчислява на 77.35 и 77.48 евро за MWh съответно (72.17 и 71.56 евро за MWh  съответно преди седмица).

На някои от останалите европейски електроенергийни борси е, както следва – 79.56 евро за MWh в Германия (63.07 евро за MWh през 22-та седмица) и 75.82 евро за MWh (58.86 евро за MWh – предишна).

Най-високата средна борсова цена през 23-та седмица на континента отново е в Полша – 93.20 евро за MWh (93.41 евро за MWh – 22-ра), следвана от Италия – в диапазона от 93.30 – 94.44 – 94.71 евро за MWh.

По-висока остава предимно по-ниската стойност, наблюдавана на Иберийския полуостров като в Португалия дори е 83.83 евро за MWh (87.43 евро за MWh предишна ), а в Испания 81.71 евро за MWh – преди седмица - 85.07 евро за MWh.

Най-ниската средна борсова цена за разглежданите европейски електроенергийни борси е Нидерландия  – 74.21 евро за MWh за 21-вата седмица).

 

Средна месечна и средна годишна цена към 11 юни

Тенденцията за спад не продължава. Половината от европейските електроенергийни борси в сегмента „ден напред“ към 11 юни остават с цени под 80 евро за MWh. През изминалата седмица обаче се наблюдава връщане на ценовите нива в посочения сегмент към ръст. Освен това за пореден наблюдаван период отново по-високи остава нивата в Полша, Италия, Гърция, Ирландия и Северна Ирландия. Към страните с ниво над 80 евро за MWh месечно се присъединяват Великобритания и страните от Иберийския полуостров (Португалия и Испания). Все пак става въпрос само за първото десетдневие от настоящия месец юни и затова е важна устойчивостта на промяната на тенденцията. Няма как да не се отбележи в частност за IBEX (БНЕБ) по-високата цена Of-Peak, както и това, че отново се наблюдава промяна в активността през различните дни от седмицата. Изводът сочи, че през изминалата седмица на европейските електроенергийни борси в посочения сегмент се наблюдава повишени Периодът обаче е доста къс и не достатъчно коректен за сравнения.

В годишно изражение цените на европейските електроенергийни борси в сегмента „ден напред“ остават в доста по-широк диапазон. Спадът под 120 евро за MWh продължава да е  предизвикателство вече само за шест от пазарите.

На IBEX (БНЕБ) и румънската OPCOM средната месечна цена към 11 юни е 75.05  и 74.87 евро за MWh съответно ( 71.7 и 70.86 евро за MWh съответно отчетени към  4 юни).

Средната месечна стойност във Франция към посочената дата е 72.87 евро за MWh (65.28 евро за MWh  преди седмица), а в Германия – 76.1 евро за MWh (70.14 евро за MWh седмица по-рано).

В Австрия изчисленията са за ниво от порядъка на 75.77 евро за MWh (69.59 евро за MWh към 4 юни ), а за Унгария – 76.79 евро за MWh ( 71.02 евро за MWh  преди ).

Постигнатата цена в Португалия e 84.56 евро за MWh (84.35 евро за MWh към 4 юни) и 82.02 евро за MWh за Испания ( предишна – 81. 07 евро за MWh).

На гръцката HENEX, на която към 4 юни средната месечна стойност бе 79.19 евро за MWh, се повишава до 81.93 евро за MWh, а на италианската GME – 89.31 евро за MWh  (до 81.92 евро за MWh към 4 юни). В Полша към 11 юни средната месечна стойност е 89.3 евро за MWh ( към 4 юни - 86.46 евро за MWh).

В страните отвъд континенталната част като Великобритания средната месечна цена към 11 юни  е 83.33 евро за MWh  ( към 4 юни - 77.2 евро за MWh ), а за Ирландия и Северна Ирландия – 100.4 евро за MWh  (седмица по-рано - 94.88 евро за MWh).

Средната годишна цена, на някои от борсите към 11 юни тази година като цяло остава под 120 евро за MWh, а на други, както и преди е над тази стойност. Определено обаче се наблюдава спад.

Средната годишна цена към публикуването на данните за IBEX и OPCOM към 11 юни е 111.3 и 111.04 евро за MWh съответно (към 4 юни - 112.82 и 112.54 евро за MWh съответно ).

Средната годишна цена на гръцката HENEX към посочената дата е 134.94 евро за MWh (137.24 евро за MWh преди седмица). На италианската GME – 140.28 евро за MWh (преди - 142.86 евро за MWh).

Изчисленията сочат, че на унгарската HUPX тази стойност към 11 юни 117.02 евро за MWh (118.64 евро за MWh седмица по-рано ), а на електроенергийната борса във Франция – 111.66 евро за MWh  (113.16 евро за MWh към 4 юни), а в Германия – 103.63 евро за MWh (преди седмица - 104.68 евро за MWh).

Постигнатата средна годишна стойност в посочения сегмент на борсите в Португалия и Испания към 11 юни е 88.23 и 86.94 евро за MWh (към 4 юни е 88.39 и 87.13 евро за MWh съответно).

Във Великобритания също има понижение – до 128.09  евро за MWh в сравнение със 129.15 евро за MWh преди седмица, а на ирландските електроенергийни борси – до 136.33 евро за MWh преди седмица (към 4 юни 137.77 евро за MWh).

Петрол, газ, СО2

Решението на ОПЕК+ за намаляване на добива на петрол се отрази в началото на седмицата върху цените. За известно време. Сорт Brent завърши на 5 юни на ниво от 76.71 долара за барел, два дни по-късно успя да се покачи още малко – до 76.95 д/б. Но в крайна сметка завърши седмицата със спад, връщайки се на ниво от 74.79 долара за барел.

Страните от ОПЕК+ заедно с Русия осигуряват около 40% от световния добив на петрол. Още преди началото на срещата на ОПЕК+ министърът на енергетиката на Саудитска Арабия принц Абдулазиз се закани да създаде проблеми за притежателите на къси позиции, които залагат на понижение на цените и ги предупреди да са внимателни. По-късно изданието WSJ, позовавайки се на таен документ извади на показ и предупреждение за отношенията със САЩ. Саудитска Арабия заяви, че ще намали добива през юли с 10% или с 1 млн. барела на ден до 9 млн. барела на ден, а при нужда може и да продължи да намалява добива. На този фон ОПЕК+ се съгласи да продължи с намаляването на добива до 2024 г., но не пое никакви ангажименти за нови съкращения през тази година.

Наблюдателите обаче са на мнение, че решението на ОПЕК+ има второстепенна роля, въпреки опасенията за дефицит. Всъщност именно недостига е водещ в предварителната прогноза на Goldman Sachs за ръст на цените през третото и четвъртото тримесечия до 90 долара за барел. Водещият фактор остава безпокойството за свиването на световната икономика. Все пак, както отбелязват от Bloomberg Economics след преразглеждането на данните от Евростат, „Това преразглеждане не влияе върху общата картина: икономиката е слаба, но не е разрушена. Очакваме, че ръстът ще се възобнови от второто тримесечие, но ще остане ниско, тъй като задържащите фактори, свързани с по-затегнатите условия на финансиране и неустойчивото световно търсене подкопават активността“.

На този фон цените на газа по индекса TTF на борсата ICE през миналата седмица се повишиха значително – от 28.47 евро за MWh на 5 юни до 32.04 евро за MWh в края на търговията на 9 юни.

В отчета си, публикуван на страницата от ICE отбелязват, че през месец май са търгувани 5,7 млн. TTF фючърси и опции, еквивалентни на 4158 TWh. Ликвидността, според борсата е нараснала, като откритите лихви са се увеличили с 37“ годишно при 2,6 млн. договора, което е най-високото ниво от януари. Отчита се и „рекордно пазарно участие“ на TTF с хеджиране до декември 2031 г. Като цяло 25 милиона TTF договора са търгувани на ICE тази година, което е ръст от 17% на година. Обемът на TTF опциите е нараснал със 179% годишно. Отвореният интерес или броят на неуредените договори за деривати, който служи като индикация за търговска дейност, е нараснал с 68% досега през 2023 г.

Цените на газа на TTF между другото се повишиха след новината за изтичане на газ и спиране на завода Hammerfest LNG в Норвегия. Заводът Hammerfest LNG е с възможност за производство на 18.4 млн. куб м газ, което е близо 5% от мощностите за експорт на Норвегия.

Наблюдателите обаче обръщат внимание на факта, че цените на LNG, определяни от ACER от началото на тази година са по-ниски. TTF е виртуален център за търговията с тръбопроводен газ и според експертите от бранша цените там са по-различни от терминалите за внос на LNG.  

Междувременно запасите от газ в европейските газохранилища вече са до 71.87 % (809.7640 TWh), което също се отразява на ценовите нива.

Що се отнася до цената на СО2, фючърсите по индекса ICE EUA се върнаха към ръст под влияние на газовите договори. Ако на 5 юни цената на СО2 бе едва 80.88 евро за тон, то в края на търговията на 9 юни успя да стигне до 85.06 евро за тон.

Тенденции

Гъвкавост на търсенето, активност на азиатския пазар и руските горива. Това са най-кратко сочените от анализаторите ключови фактори за бъдещите очаквания на пазарите. Ако се вземе предвид геополитическата картина очакването е за повишени глобални цени на LNG, висока волативност и риск от скок на цените. Експертите, които разработват свои много по-точни модели, базирани на пазарни данни стигат до същия извод.

Затова не е учудващо и заключението на енергийния регулатор на Германия, че енергийната криза в Европа още не е приключила. В интервю пред изданието Funke президентът на Bundesnetzagentur коментира, че независимо от това, че запасите от газ в газохранилищата са на по-комфортно ниво от предишните две години, кризата е далеч от своя край. Основен фактор за енергетиката на региона ще е времето (климатът). „През миналата зима успяхме да предотвратим дефицита на газ. Подготовката за 2023/2024 г. е ключова. Затова, както и преди е важна икономията на газ“, казва той. Усилията са насочени и към справяне с волативността.

Европа отчита намаляване на потреблението на газ средно с 20 %. Има обаче и други измерения на това намаление и те също трябва да бъдат взети предвид. Пълният анализ все още липсва поне в публичното пространство.