Industrijski kupci električne energije u jugoistočnoj Evropi suočavaju se sa sve kompleksnijim okruženjem za nabavku. Tokom 23. nedelje prikazano je tržište sa velikim cenovnim razlikama između zemalja, volatilnim satnim cenovnim obrascima, povišenim gasnim rizikom i promenljivom proizvodnjom iz obnovljivih izvora. Za velike potrošače (offtakere), ovo više nije tržište u kojem se godišnji budžeti mogu zasnivati na jednoj prosečnoj ceni električne energije.
Nedeljni raspon cena bio je značajan. Italija je imala prosečnu cenu od 128,09 €/MWh, dok je Grčka bila na 89,25 €/MWh, Srbija na 99,63 €/MWh, Hrvatska na 99,29 €/MWh, Bugarska na 100,83 €/MWh, Rumunija na 102,23 €/MWh, a Mađarska na 103,15 €/MWh. Turska je ostala strukturno jeftina sa 22,53 €/MWh, ali uglavnom izvan standardnog cenovnog opsega JIE.
Za industrijske kupce rizik nije samo visoka cena, već i nepredvidivo formiranje cena. Potražnja je porasla za 8,2%, proizvodnja iz promenljivih obnovljivih izvora pala je za 8,9%, proizvodnja iz termoelektrana porasla je za 24,5%, dok su cene gasa ostale blizu 50 €/MWh. Ova kombinacija može brzo promeniti troškove nabavke, posebno tokom večernjih vršnih opterećenja i perioda slabije proizvodnje iz obnovljivih izvora.
Tradicionalni ugovori sa fiksnom cenom mogu zaštititi budžete, ali mogu postati skupi ako dobavljači u cenu ugrađuju volatilnost tržišta. Čista izloženost spot tržištu čuva fleksibilnost, ali ostavlja kompanije ranjivim na cenovne skokove. Indeksirani ugovori mogu smanjiti premiju dobavljača, ali prenose tržišni rizik na kupca. Odgovarajuća struktura sve više zavisi od profila potrošnje, fleksibilnosti proizvodnje, ugljenične izloženosti i apetita za rizikom.
Korporativni PPA ugovori postaju sve važniji, ali nisu jednostavno rešenje. Solarni PPA može smanjiti prosečne troškove i podržati „zelene“ tvrdnje, ali često ne prati industrijsku potrošnju u večernjim i noćnim smenama. Vetar PPA može bolje pokrivati ne-solarne sate, ali nosi veći rizik prognoze. Hibridni PPA modeli sa skladištenjem energije mogu pružiti veću vrednost, ali zahtevaju složeniju strukturu ugovora.
Za izvoznike izložene CBAM mehanizmu, strategija nabavke ima i dimenziju usklađenosti sa regulativom. Dokumentacija o zelenoj električnoj energiji, garancije porekla, satno usklađivanje i revizijski proverljiva merenja mogu uticati na kredibilitet niskougljeničnih tvrdnji. Nabavka električne energije je time direktno povezana sa zadržavanjem kupaca, konkurentnošću izvoza i regulatornim rizikom.
Hedžing strategije takođe moraju postati granularnije. Industrijski kupci treba da razmatraju slojevitu nabavku: bazne fiksne količine, indeksiranu tržišnu izloženost, PPA blokove iz obnovljivih izvora, optimizaciju na unutardnevnom tržištu, upravljanje potrošnjom (demand response) i finansijske hedžing instrumente gde su dostupni. Veliki potrošači sa fleksibilnim proizvodnim procesima mogu čak i monetizovati volatilnost pomeranjem potrošnje van vršnih sati.
Kompanije koje će biti najbolje pozicionirane su one koje razumeju svoj satni profil potrošnje, ugljeničnu izloženost, potencijal fleksibilnosti i ugovorne rizike. Na novom tržištu JIE, nabavka električne energije postaje finansijska disciplina.
