Необичайно или неочаквано, но производството на електроенергия през миналата седмица

Необичайно или ненадейно, само че производството на електрическа енергия през предходната седмица пораства. Като % делът на фосилните горива е по-малък, само че не и като размер. Участието на газа в процентно отношение също е по-ниско, само че не и като количество. Реален е спадът на нуклеарната сила и вятъра, а за отбелязване е високият  дял на водноелектрическите централи.  На този декор цените на европейските електроенергийни тържища в сегмента „ ден напред “ през предходната седмица регистрират растеж. Добрата вест е, че в годишно изражение придвижването в посока към намаляване се резервира. Това, както означават наблюдаващите не значи понижаване на напрежението. Задава се навлизането в летния сезон, когато оборудванията за изстудяване стартират да работят интензивно, а тогава пазарът и цените още веднъж се трансформират. Сега всичко е в ръцете на времето, което може да сервира дъждовно и по-хладно лято, само че може да се случи и противоположното. Производство на електрическа енергия Производството на електрическа енергия (нетно) във всички страни от Европа възлиза на 50 106.91 GWh през 23-та седмица на 2023 година преди окончателните данни.  За съпоставяне, през 22-та седмица то е достигало до размер от 43 979.11 GWh съгласно поправените данни. Що се отнася до седмичното произвеждане на електрическа енергия в страните от Европейския съюз (ЕС) то е в размер от 45 276.99 GWh (39 067.48 GWh за 22-та седмица) във вечерните часове на 11 юни 2023 година съгласно данните на energy charts, основани на ENTSO-E все още на подготовка на обявата и преди промяна на окончателните данни. За съпоставяне, година по-рано, или през 23-та седмица на 2022 година производството на електрическа енергия  в страните от Европейски Съюз е възлизало на 43 533.49 GWh. От това общо произвеждане през 23-та седмица от актуалната 2023 година на фосилните горива се пада дял от 22.01 % или 9963.46 GWh против 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 нуклеарната сила е изчислено на 9101.51 GWh или 20.10 % (9319.56 GWh или 23.86 % седмица по-рано). Делът на възобновимите енергийни източници през посочената 23-та седмица е в размер 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 размер от 4042.46 GWh (8.93 %), а офшорните – 686.91 GWh (1.52%).  Произведената от слънчеви електроцентрали сила е в размер от 5920.57 GWh (13.08 %), Редно е да се регистрира и присъединяване на водноелектрическите и помпените мощности – 25.05 % и 5.79 % надлежно, както и на биомасата – 2.81 %. Що се отнася до износа на електрическа енергия, през предходната седмица шампионата за следващ път държи Франция, само че с много по-малък размер от 997.2 GWh, следвана от Австрия, Нидерландия, Швейцария, Към растеж на износа се връща и България, въпреки по-слаб от посочените страни  (+136.3 GWh). По отношение на каузи на ВЕИ в електрическия товар шампионата се държи от Австрия с 340.5%, до момента в който в България изчислението е за 33.7 на 100. По-напред е Румъния – 67.3 %. В прилежащите страни Германия и Франция делът на ВЕИ в електрическия товар през 22-та седмица е достигал до 59.1 % и надлежно  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 електрическата енергия за 23-та седмица Средната борсова цена на електрическата енергия за 23-та за IBEX (БНЕБ) и OPCOM се пресмята на 77.35 и 77.48 евро за MWh надлежно (72.17 и 71.56 евро за MWh  съответно преди седмица). На някои от останалите европейски електроенергийни тържища 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 междинна борсова цена през 23-та седмица на континента още веднъж 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 най-вече по-ниската стойност, следена на Иберийския полуостров като в Португалия даже е 83.83 евро за MWh (87.43 евро за MWh предходна ), а в Испания 81.71 евро за MWh – преди седмица - 85.07 евро за MWh. Най-ниската междинна борсова цена за обсъжданите европейски електроенергийни тържища е Нидерландия  – 74.21 евро за MWh за 21-вата седмица).   Средна месечна и междинна годишна цена към 11 юни Тенденцията за спад не продължава. Половината от европейските електроенергийни тържища в сегмента „ ден напред “ към 11 юни остават с цени под 80 евро за MWh. През миналата седмица обаче се следи връщане на ценовите равнища в посочения сегмент към растеж. Освен това за следващ следен интервал още веднъж по-високи остава равнищата в Полша, Италия, Гърция, Ирландия и Северна Ирландия. Към страните с равнище над 80 евро за MWh месечно се причисляват Англия и страните от Иберийския полуостров (Португалия и Испания). Все отново става въпрос единствено за първото десетдневие от сегашния месец юни и по тази причина е значима устойчивостта на смяната на наклонността. Няма по какъв начин да не се означи в частност за IBEX (БНЕБ) по-високата цена Of-Peak, както и това, че още веднъж се следи смяна в интензивността през другите дни от седмицата. Изводът сочи, че през миналата седмица на европейските електроенергийни тържища в посочения сегмент се следи нараснали Периодът обаче е много пай и не задоволително правилен за съпоставения. В годишно изражение цените на европейските електроенергийни тържища в сегмента „ ден напред “ остават в много по-широк диапазон. Спадът под 120 евро за MWh продължава да е  предизвикателство към този момент единствено за шест от пазарите. На IBEX (БНЕБ) и румънската OPCOM междинната месечна цена към 11 юни е 75.05  и 74.87 евро за MWh надлежно ( 71.7 и 70.86 евро за MWh надлежно регистрирани 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 равнище 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 ( предходна – 81. 07 евро за MWh). На гръцката HENEX, на която към 4 юни междинната месечна стойност бе 79.19 евро за MWh, се покачва 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 междинната месечна стойност е 89.3 евро за MWh ( към 4 юни - 86.46 евро за MWh). В страните оттатък континенталната част като Англия междинната 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 тържищата 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 следи спад. Средната годишна цена към публикуването на данните за IBEX и OPCOM към 11 юни е 111.3 и 111.04 евро за MWh надлежно (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 междинна годишна стойност в посочения сегмент на тържищата 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 Англия също има намаляване – до 128.09  евро за MWh в съпоставяне със 129.15 евро за MWh преди седмица, а на ирландските електроенергийни тържища – до 136.33 евро за MWh преди седмица (към 4 юни 137.77 евро за MWh). Петрол, газ, СО2 Решението на ОПЕК+ за понижаване на добива на нефт се отрази при започване на седмицата върху цените. За известно време. Сорт Brent приключи на 5 юни на равнище от 76.71 $ за барел, два дни по-късно съумя да се повиши още малко – до 76.95 д/б. Но в последна сметка приключи седмицата със спад, връщайки се на равнище от 74.79 $ за барел. Страните от ОПЕК+ дружно с Русия обезпечават към 40% от международния рандеман на нефт. Още преди началото на срещата на ОПЕК+ министърът на енергетиката на Саудитска Арабия принц Абдулазиз се закани да сътвори проблеми за притежателите на къси позиции, които залагат на намаляване на цените и ги предизвести да са деликатни. По-късно изданието WSJ, базирайки се на скришен документ извади на показ и предизвестие за връзките със Съединени американски щати. Саудитска Арабия съобщи, че ще понижи добива през юли с 10% или с 1 млн. барела дневно до 9 млн. барела дневно, а при потребност може и да продължи да понижава добива. На този декор ОПЕК+ се съгласи да продължи с намаляването на добива до 2024 година, само че не пое никакви задължения за нови съкращения през тази година. Наблюдателите обаче са на мнение, че решението на ОПЕК+ има второстепенна роля, макар опасенията за недостиг. Всъщност точно дефицита е водещ в предварителната прогноза на Goldman Sachs за растеж на цените през третото и четвъртото тримесечия до 90 $ за барел. Водещият фактор остава безпокойството за свиването на международната стопанска система. Все отново, както означават от Bloomberg Economics след преразглеждането на данните от Евростат, „ Това преразглеждане не въздейства върху общата картина: стопанската система е слаба, само че не е разрушена. Очакваме, че растежът ще се възобнови от второто тримесечие, само че ще остане ниско, защото задържащите фактори, свързани с по-затегнатите условия на финансиране и неустойчивото международно търсене подкопават интензивността “. На този декор цените на газа по показателя TTF на борсата ICE през предходната седмица се покачиха доста – от 28.47 евро за MWh на 5 юни до 32.04 евро за MWh в края на търговията на 9 юни. В доклада си, оповестен на страницата от ICE означават, че през месец май са търгувани 5,7 млн. TTF фючърси и варианти, еквивалентни на 4158 TWh. Ликвидността, съгласно борсата е повишена, като откритите лихви са се нараснали с 37 “ годишно при 2,6 млн. контракта, което е най-високото равнище от януари. Отчита се и „ рекордно пазарно присъединяване “ на TTF с хеджиране до декември 2031 година Като цяло 25 милиона TTF контракта са търгувани на ICE тази година, което е растеж от 17% на година. Обемът на TTF вариантите е повишен със 179% годишно. Отвореният интерес или броят на неуредените контракти за деривати, който служи като индикация за комерсиална активност, е повишен с 68% до момента през 2023 г. Цените на газа на TTF апропо се покачиха след новината за приключване на газ и прекъсване на завода Hammerfest LNG в Норвегия. Заводът Hammerfest LNG е с опция за произвеждане на 18.4 млн. куб м газ, което е близо 5% от мощностите за износ на Норвегия. Наблюдателите обаче обръщат внимание на обстоятелството, 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 съгласно специалистите от сектора цените там са по-различни от терминалите за импорт на LNG.   Междувременно запасите от газ в европейските газохранилища към този момент са до 71.87 % (809.7640 TWh), което също се отразява на ценовите равнища. Що се отнася до цената на СО2, фючърсите по показателя ICE EUA се върнаха към растеж под въздействие на газовите контракти. Ако на 5 юни цената на СО2 бе едвам 80.88 евро за звук, то в края на търговията на 9 юни съумя да стигне до 85.06 евро за звук. Тенденции Гъвкавост на търсенето, интензивност на азиатския пазар и съветските горива. Това са най-кратко посочените от анализаторите основни фактори за бъдещите упования на пазарите. Ако се вземе поради геополитическата картина упованието е за нараснали световни цени на LNG, висока волативност и риск от скок на цените. Експертите, които създават свои доста по-точни модели, основани на пазарни данни стигат до същия извод. Затова не е учудващо и заключението на енергийния регулатор на Германия, че енергийната рецесия в Европа още не е завършила. В изявление пред изданието Funke президентът на Bundesnetzagentur разяснява, че без значение от това, че запасите от газ в газохранилищата са на по-комфортно равнище от предходните две години, рецесията е надалеч от своя край. Основен фактор за енергетиката на района ще е времето (климатът). „ През предходната зима успяхме да предотвратим недостига на газ. Подготовката за 2023/2024 година е основна. Затова, както и преди е значима икономията на газ “, споделя той. Усилията са ориентирани и към справяне с волативността. Европа регистрира понижаване на потреблението на газ приблизително с 20 %. Има обаче и други измерения на това понижение и те също би трябвало да бъдат взети поради. Пълният разбор към момента липсва най-малко в общественото пространство.