Σε υψηλές ταχύτητες παραμένει η ελληνική χονδρεμπορική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας, με την τιμή να ανεβαίνει περαιτέρω την Τρίτη και να ξεπερνά πλέον τα 170 ευρώ ανά μεγαβατώρα. Η εικόνα έρχεται σε συνέχεια του ισχυρού ανοδικού κύματος με το οποίο ξεκίνησε η εβδομάδα στις ευρωπαϊκές αγορές, με τις μεγαλύτερες πιέσεις να συγκεντρώνονται και πάλι στην ευρύτερη περιοχή της Νοτιοανατολικής Ευρώπης.
Για την Τρίτη 25 Αυγούστου η μέση τιμή στην ελληνική Αγορά Επόμενης Ημέρας διαμορφώνεται στα 173,73 ευρώ/MWh, αυξημένη κατά 3,69% από τα 167,55 ευρώ/MWh της Δευτέρας. Η απόσταση από το Σαββατοκύριακο είναι ακόμη μεγαλύτερη, την Κυριακή η αγορά είχε κλείσει στα 109,45 ευρώ/MWh, με αποτέλεσμα μέσα σε δύο ημέρες η τιμή να έχει αυξηθεί σχεδόν κατά 59%.
Ένα μέρος του άλματος από την Κυριακή στη Δευτέρα εξηγείται από την επιστροφή της κατανάλωσης στα κανονικά επίπεδα μιας εργάσιμης ημέρας. Πράγματι, τη Δευτέρα οι αγορές της Νοτιοανατολικής Ευρώπης κινήθηκαν σχεδόν συντονισμένα προς τα 170 ευρώ/MWh, καθώς η ζήτηση επανήλθε μετά το Σαββατοκύριακο. Το γεγονός, όμως, ότι την Τρίτη οι τιμές όχι μόνο δεν αποκλιμακώνονται αλλά, σε αρκετές περιπτώσεις, ανεβαίνουν περαιτέρω δείχνει ότι πίσω από την κίνηση υπάρχουν βαθύτερες πιέσεις: υψηλή κατανάλωση λόγω ζέστης, περιορισμένη πυρηνική και υδροηλεκτρική παραγωγή στην ευρύτερη περιοχή, ακριβό φυσικό αέριο και ένα ηλεκτρικό σύστημα που γίνεται ιδιαίτερα «σφιχτό» όταν πέφτει ο ήλιος.
Η ζώνη των 170 ευρώ στη Νοτιοανατολική Ευρώπη
Ο χάρτης των τιμών για την Τρίτη είναι αποκαλυπτικός. Η Ελλάδα δεν αποτελεί μεμονωμένη περίπτωση, αλλά βρίσκεται σχεδόν στην ίδια γραμμή με τις γειτονικές αγορές.
Η Ρουμανία διαμορφώνεται στα 174,99 ευρώ/MWh, η Βουλγαρία στα 173,75 ευρώ/MWh και η Ελλάδα στα 173,73 ευρώ/MWh. Λίγο υψηλότερα βρίσκεται η Αυστρία, στα 177,64 ευρώ/MWh, ενώ η Ιταλία ξεχωρίζει στα 190,54 ευρώ/MWh, περίπου 10% πάνω από την ελληνική τιμή.
Η εικόνα είναι αισθητά διαφορετική προς τη Δυτική Ευρώπη. Το Βέλγιο βρίσκεται στα 157,51 ευρώ/MWh, η Γαλλία στα 153,92 ευρώ/MWh, η Γερμανία στα 141,43 ευρώ/MWh και η Ολλανδία στα 126,48 ευρώ/MWh. Με άλλα λόγια, η Ολλανδία είναι περίπου 27% φθηνότερη από την Ελλάδα και η Γερμανία περίπου 19%.
Η γεωγραφία των τιμών έχει τη σημασία της. Ελλάδα, Βουλγαρία και Ρουμανία κινούνται σχεδόν στην ίδια τιμή, γεγονός που δείχνει πόσο στενά μεταδίδονται πλέον οι συνθήκες από τη μία αγορά στην άλλη. Την ίδια στιγμή, η μεγάλη απόσταση από τις βορειοδυτικές αγορές δείχνει ότι η Ευρώπη μπορεί να διαθέτει ενιαία συζευγμένη αγορά, όχι όμως μία ενιαία τιμή ηλεκτρικής ενέργειας. Όταν μια ολόκληρη περιοχή έχει λιγότερη διαθέσιμη φθηνή παραγωγή και οι δυνατότητες των διασυνδέσεων δεν αρκούν για να εξαφανίσουν τη διαφορά, δημιουργείται ένα περιφερειακό premium.
Η μεγάλη πίεση έρχεται όταν δύει ο ήλιος
Στην περίπτωση της Ελλάδας έχει ιδιαίτερη σημασία να μην κοιτάζει κανείς μόνο τον ημερήσιο μέσο όρο των 173,73 ευρώ/MWh. Η ελάχιστη τιμή της ημέρας βρίσκεται στα 105,48 ευρώ/MWh, ενώ η μέγιστη φθάνει στα 235,58 ευρώ/MWh. Η τεράστια αυτή απόσταση μέσα σε ένα μόνο 24ωρο λέει ίσως περισσότερα για την αγορά από τον ίδιο τον μέσο όρο.
Οι ΑΠΕ καλύπτουν το 46,02% του ελληνικού ενεργειακού μείγματος, αποτελώντας μακράν τη μεγαλύτερη πηγή. Ακολουθεί όμως το φυσικό αέριο με ένα επίσης πολύ υψηλό 32,25%, ενώ οι εισαγωγές αντιστοιχούν στο 9,47%, ο λιγνίτης στο 5,72%, τα μεγάλα υδροηλεκτρικά στο 4,43% και η αποθήκευση μόλις στο 0,64%.
Εδώ βρίσκεται και η απάντηση στο φαινομενικό παράδοξο: πώς γίνεται οι ΑΠΕ να πλησιάζουν το μισό ενεργειακό μείγμα και παρ' όλα αυτά το ρεύμα να κοστίζει σχεδόν 174 ευρώ/MWh; Τις ώρες με έντονη ηλιοφάνεια, τα φωτοβολταϊκά ρίχνουν σημαντικές ποσότητες φθηνής ενέργειας στο σύστημα και συγκρατούν την τιμή. Το απόγευμα, όμως, αυτή η παραγωγή αρχίζει να εξαφανίζεται γρήγορα, ενώ τα κλιματιστικά και η υπόλοιπη κατανάλωση εξακολουθούν να δουλεύουν. Το κενό πρέπει να καλυφθεί άμεσα και τότε καλούνται να μπουν περισσότερες θερμικές μονάδες, κυρίως φυσικού αερίου.
Και επειδή στην Αγορά Επόμενης Ημέρας την τιμή σε κάθε χρονικό διάστημα καθορίζει η ακριβότερη προσφορά που χρειάζεται για να καλυφθεί η ζήτηση, το υψηλό κόστος μιας μονάδας αερίου μπορεί να περάσει στην τιμή ολόκληρης της αγοράς εκείνης της ώρας.
Η Βουλγαρία δίνει ένα ακόμη πιο χαρακτηριστικό παράδειγμα του πώς έχει αλλάξει η αγορά. Για την Τρίτη η μέση βασική τιμή είναι 173,75 ευρώ/MWh, αλλά η μέση τιμή στις ώρες peak είναι μόλις 156,05 ευρώ/MWh, ενώ στις off-peak ώρες ανεβαίνει στα 191,45 ευρώ/MWh. Δεν πρόκειται για λάθος. Οι ώρες ημέρας που κάποτε θεωρούνταν οι ακριβότερες συμπίπτουν πλέον με μεγάλη ηλιακή παραγωγή, ενώ στο βραδινό κομμάτι, μετά την υποχώρηση των φωτοβολταϊκών, η αγορά χρειάζεται πολύ περισσότερο συμβατική παραγωγή.
Ο Δούναβης έχει βγάλει από το παιχνίδι φθηνή παραγωγή
Τη δύσκολη εικόνα επιβαρύνει η πρωτοφανής ξηρασία στην περιοχή του Δούναβη. Η Ρουμανία βρίσκεται σε κατάσταση ενεργειακής έκτακτης ανάγκης για τον Αύγουστο, καθώς το πυρηνικό εργοστάσιο της Cernavodă παραμένει εκτός λειτουργίας εξαιτίας των ιστορικά χαμηλών νερών του ποταμού. Οι δύο αντιδραστήρες του σταθμού αντιστοιχούν, υπό κανονικές συνθήκες, περίπου στο ένα πέμπτο της παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας της χώρας. Η κυβέρνηση έχει προχωρήσει ακόμη και σε έκτακτες παρεμβάσεις στην κοίτη του Δούναβη και σε απελευθέρωση νερού από άλλους ταμιευτήρες για να μπορέσει να αποκατασταθεί η ψύξη του σταθμού.
Πρόβλημα υπάρχει και στη Βουλγαρία. Στο Kozloduy, που καλύπτει περίπου το 35% της βουλγαρικής ζήτησης, η ισχύς της μονάδας 5 μειώθηκε κατά 120 MW λόγω της χαμηλής στάθμης του Δούναβη. Είναι η πρώτη φορά στην ιστορία του σταθμού που απαιτήθηκε τέτοιος περιορισμός εξαιτίας των υδρολογικών συνθηκών.
Στην Ουγγαρία, το Paks, που αποτελεί τη ραχοκοκαλιά της ηλεκτροπαραγωγής της χώρας, αναγκάστηκε νωρίτερα μέσα στον Αύγουστο να περιορίσει δραστικά την ισχύ του. Η κατάσταση βελτιώνεται και έχει ξεκινήσει προσπάθεια σταδιακής αποκατάστασης, όμως το επεισόδιο αφαίρεσε μεγάλες ποσότητες σταθερής παραγωγής από την περιοχή, ακριβώς σε μια περίοδο υψηλής ζήτησης.
Η ίδια ζέστη έχει πλήξει και άλλες μορφές παραγωγής. Η υδροηλεκτρική παραγωγή έχει βρεθεί σε πολύ χαμηλά επίπεδα σε αρκετές ευρωπαϊκές αγορές, ενώ στη Γαλλία οι υψηλές θερμοκρασίες των ποταμών ανάγκασαν την EDF να περιορίσει ή να θέσει εκτός λειτουργίας πυρηνικούς αντιδραστήρες. Στα μέσα Αυγούστου οι περιορισμοί μπορούσαν να φτάσουν ακόμη και τα 9,4 GW γαλλικής πυρηνικής ισχύος.
Το αποτέλεσμα είναι απλό: όσο λιγότερη φθηνή πυρηνική και υδροηλεκτρική παραγωγή έχει διαθέσιμη το ευρωπαϊκό σύστημα, τόσο περισσότερο πρέπει να στραφεί στο φυσικό αέριο.
Το αέριο ξαναγίνεται το ακριβό κομμάτι της εξίσωσης
Και εδώ βρίσκεται ίσως ο σημαντικότερος κρίκος της αλυσίδας. Το φυσικό αέριο, που στην Ελλάδα καλύπτει πάνω από το 32% του μείγματος της Τρίτης, έχει γίνει ξανά πολύ ακριβό. Το ευρωπαϊκό TTF έκλεισε την Παρασκευή 21 Αυγούστου περίπου στα 65,9 ευρώ/MWh και τη Δευτέρα εξακολουθεί να κινείται στην περιοχή των 66-68 ευρώ/MWh. Πρόκειται για επίπεδα περίπου διπλάσια από έναν χρόνο πριν, με τη Wall Street Journal να καταγράφει τη Δευτέρα νέα άνοδο περίπου 4% και τιμές που έφθασαν τα 68,61 ευρώ/MWh.
Αυτό είναι σημαντικό για το ρεύμα, γιατί μια μονάδα φυσικού αερίου δεν αγοράζει μόνο καύσιμο. Πληρώνει το αέριο, πληρώνει δικαιώματα CO₂ και έχει τις δικές της απώλειες απόδοσης. Όσο ανεβαίνει το TTF, λοιπόν, ανεβαίνει και η τιμή στην οποία μπορεί οικονομικά να προσφέρει ηλεκτρική ενέργεια. Όταν μια τέτοια μονάδα είναι η τελευταία που χρειάζεται το σύστημα για να καλύψει τη ζήτηση, το αυξημένο κόστος περνά στη χονδρεμπορική τιμή.
Η σημερινή άνοδος του TTF δεν μοιάζει πλέον μόνο με ένα στιγμιαίο γεωπολιτικό «σοκ». Την άνοιξη, το κλείσιμο των Στενών του Ορμούζ και τα χτυπήματα στις υποδομές του Κόλπου είχαν προκαλέσει απότομες κινήσεις πανικού. Τώρα, όμως, η αγορά βρίσκεται αντιμέτωπη και με πραγματική στενότητα στην προσφορά και στα αποθέματα.
Γιατί το Ορμούζ εξακολουθεί να κρατά νευρική την αγορά
Τα Στενά του Ορμούζ παραμένουν ο μεγάλος γεωπολιτικός παράγοντας. Οι περιορισμένες διελεύσεις έχουν πλήξει κυρίως το LNG του Κατάρ, μιας χώρας που πριν από την κρίση αντιπροσώπευε περίπου το ένα πέμπτο του παγκόσμιου εμπορίου LNG.
Σύμφωνα με το Reuters, οι ροές LNG από το Κατάρ έχουν μειωθεί πάνω από 60% σε σύγκριση με έναν χρόνο πριν. Η QatarEnergy έχει παρατείνει τη ρήτρα ανωτέρας βίας για παραδόσεις σε ορισμένους Ασιάτες πελάτες μέχρι τα μέσα Σεπτεμβρίου, ενώ πηγές της αγοράς θεωρούν πιθανό να υπάρξουν νέες παρατάσεις. Παράλληλα, η εταιρεία έχει διαθέσει μέρος του στόλου των LNG carriers της για βραχυχρόνιες ναυλώσεις ακόμη και έως τα μέσα Οκτωβρίου, μια κίνηση που ερμηνεύεται από την αγορά ως ένδειξη ότι η γρήγορη ομαλοποίηση των εξαγωγών δεν θεωρείται δεδομένη.
Η κατάσταση έχει και μια δεύτερη συνέπεια: η Ευρώπη πρέπει να ψάξει περισσότερα φορτία LNG από αλλού, κυρίως από τις ΗΠΑ, την ώρα που τα ίδια φορτία τα διεκδικεί και η Ασία.
Οι αμερικανικές εξαγωγές LNG βρίσκονται ήδη σε επίπεδα-ρεκόρ το 2026, αυξημένες κατά 23% έως τον Ιούλιο, όμως η αγορά παραμένει σφιχτή. Το Reuters σημειώνει ότι οι τιμές των φορτίων για την Ασία αναμένεται να ξεπεράσουν τα 22 δολάρια/MMBtu για παραδόσεις Οκτωβρίου, Νοεμβρίου και Δεκεμβρίου, με αντίστοιχα υψηλές τιμές να αναμένονται και στην Ευρώπη.
Αυτό σημαίνει ότι όσο πλησιάζει ο χειμώνας, Ευρώπη και Ασία θα πρέπει να πλειοδοτούν ουσιαστικά για το ίδιο «ευέλικτο» αμερικανικό LNG. Και όποιος προσφέρει την καλύτερη τιμή θα παίρνει το φορτίο.
Οι αποθήκες είναι το δεύτερο μεγάλο άγχος
Το πρόβλημα γίνεται μεγαλύτερο επειδή η Ευρώπη δεν μπαίνει στο τελευταίο κομμάτι του καλοκαιριού με γεμάτες αποθήκες.
Στις 20 Αυγούστου οι ευρωπαϊκές εγκαταστάσεις αποθήκευσης ήταν γεμάτες κατά περίπου 62%, έναντι 74% την αντίστοιχη περίοδο του 2025. Η κατάσταση στη Γερμανία είναι ακόμη πιο πιεσμένη, με τις συνολικές αποθήκες λίγο πάνω από το 50%, έναντι 76% έναν χρόνο νωρίτερα.
Αυτό δεν σημαίνει ότι η Ευρώπη βρίσκεται σήμερα μπροστά σε κίνδυνο να ξεμείνει από αέριο. Η ίδια η Ευρωπαϊκή Επιτροπή υπογραμμίζει ότι δεν υπάρχει άμεση ανησυχία για την επάρκεια εφοδιασμού. Σημαίνει, όμως, ότι το «μαξιλάρι» πριν από τον χειμώνα είναι μικρότερο και άρα κάθε νέο πρόβλημα, ένα κρύο ξεκίνημα του χειμώνα, μια ακόμη διακοπή παραγωγής, μεγαλύτερη ασιατική ζήτηση ή νέα ένταση στο Ορμούζ έχει μεγαλύτερη δύναμη πάνω στην τιμή.
Υπάρχει μάλιστα και ένα οικονομικό παράδοξο: επειδή οι καλοκαιρινές τιμές είναι ήδη πολύ υψηλές και σε ορισμένες περιπτώσεις υψηλότερες από τις χειμερινές, οι εταιρείες δεν έχουν ισχυρό εμπορικό κίνητρο να αγοράσουν σήμερα ακριβό αέριο και να το βάλουν στην αποθήκη για να το πουλήσουν φθηνότερα αργότερα. Αυτό ακριβώς έχει επιβραδύνει τις «ενέσεις» και κάνει το πρόβλημα των αποθεμάτων πιο επίμονο.
Και η Νορβηγία αφαιρεί πάνω από 1 δισ. κυβικά από τον χειμώνα
Σαν να μην έφθαναν αυτά, υπάρχει και το Ormen Lange στη Νορβηγία. Τεχνικό πρόβλημα σε έναν από τους υποθαλάσσιους συμπιεστές έχει μειώσει την παραγωγή του κοιτάσματος κατά περίπου 8,9 εκατ. κυβικά μέτρα την ημέρα, από συνολική δυναμικότητα 22,9 εκατ. κυβικών μέτρων.
Η διακοπή, που αρχικά αναμενόταν να λήξει την 1η Οκτωβρίου, έχει πλέον παραταθεί έως την 1η Φεβρουαρίου 2027. Αναλυτές της Energy Aspects εκτιμούν ότι αυτό αφαιρεί περίπου 1,1 δισ. κυβικά μέτρα φυσικού αερίου από την ευρωπαϊκή αγορά κατά τη διάρκεια της χειμερινής περιόδου.
Η Νορβηγία παραμένει ο μεγαλύτερος προμηθευτής αγωγών της Ευρώπης και συνολικά οι ροές της είναι ισχυρές. Το πρόβλημα, επομένως, δεν είναι ότι «σταμάτησε η Νορβηγία», αλλά ότι χάθηκε ένα ακόμη κομμάτι ευελιξίας ακριβώς τη στιγμή που η αγορά έχει λιγότερο LNG από τον Κόλπο και μικρότερες αποθήκες.
Όλα αυτά επιστρέφουν τελικά στην τιμή του ηλεκτρικού ρεύματος. Ο καύσωνας αυξάνει τη ζήτηση για κλιματισμό. Η ξηρασία στερεί από την περιοχή υδροηλεκτρική παραγωγή και δημιουργεί προβλήματα στην ψύξη πυρηνικών μονάδων. Τα φωτοβολταϊκά προσφέρουν μεγάλες ποσότητες φθηνής ενέργειας όσο υπάρχει ήλιος, αλλά η παραγωγή τους υποχωρεί απότομα αργά το απόγευμα. Και εκεί ακριβώς το σύστημα χρειάζεται περισσότερο φυσικό αέριο, σε μια στιγμή κατά την οποία το ίδιο το αέριο έχει επιστρέψει σε τιμές κοντά στα υψηλότερα επίπεδα των τελευταίων ετών.