SEE tržišta električne energije otvaraju nedelju iznad 100 evra/MWh dok potražnja raste, a uvoz slabi

Trgovačka nedelja u Jugoistočnoj Evropi (SEE) počela je 4. maja izraženim korektivnim rastom cena, pri čemu su se dnevne kotacije vratile iznad 100 evra/MWh na većini čvorišta. Pomeraj je rezultat istovremenog jačanja potražnje, smanjenja dostupnosti uvoza i ograničene fleksibilnosti termo proizvodnje, što je razotkrilo koliko brzo se tržište može preokrenuti kada ponuda ne prati tempo potrošnje.

Regionalni rast cena: od HUPX-a do HENEX-a

Na mađarskom HUPX-u cene su porasle na 114,4 evra/MWh, što predstavlja rast od 41,1 evro u odnosu na dan ranije. Rumunski OPCOM zabeležio je 110,9 evra/MWh, hrvatski CROPEX 110,4 evra/MWh, dok je srpski SEEPEX dostigao 103,0 evra/MWh. Bugarski IBEX je porastao na 102,2 evra/MWh, a grčki HENEX na 98,9 evra/MWh.

Čak su i tržišta koja se tradicionalno nalaze niže po cenama zabeležila rast—Albanija i Severna Makedonija—iako su ostala ispod glavnog SEE klastera. Sinhronizovanost kretanja ukazuje da se ne radi o lokalnom fenomenu već o regionalnom odgovoru na zajedničke sistemske fundamentalne faktore.

Potrošnja raste brže od ponude

Okidač rasta cena bio je prvenstveno skok potražnje: ukupna potrošnja sistema porasla je na 28.127 MW, odnosno za 2.767 MW u odnosu na prethodni dan. Oporavak industrijske aktivnosti nakon vikenda i postepeni porast temperatura u regionu podigli su opterećenje blizu dvocifrenog procenta.

Istovremeno, proizvodnja nije pratila isti tempo rasta—ukupna proizvodnja povećana je tek minimalno na 24.837 MW, praktično ostajući nepromenjena. Ta razlika između potražnje i ponude stvorila je strukturni deficit koji se morao pokrivati uvozom ili skupljim marginalnim jedinicama.

Uvoz slabi: region prelazi ka gotovo balansiranom stanju

Neto uvoz se naglo smanjio: SEE region prešao je u skoro balansirano stanje od -315 MW, nasuprot prethodnim pozitivnim pozicijama. Tokovi iz Centralne Evrope (AT/SK ka HU/SEE) takođe su značajno opali.

Dodatni signal dolazi iz cenovne dinamike prema referentnom nivou: širenje cenovnog razmaka između Mađarske i Nemačke pokazalo je HU-DE spread od -16,7 evra/MWh—što znači da su mađarske cene bile više od nemačkog referentnog nivoa i time umanjile ekonomsku isplativost uvoznih tokova ka istoku. Kada SEE tržišta izgube pristup konkurentnom uvozu, lokalni fundamentalni faktori postaju dominantni u formiranju cena i često vode ka naglim skokovima.

Struktura proizvodnje pojačava pritisak

Na strani ponude promene nisu išle u smeru povećanja fleksibilnosti potrebne za pokrivanje kratkoročnih pikova. Iako je obnovljiva energija blago porasla (solarna proizvodnja na 4.695 MW i vetar na 1.715 MW), to nije bilo dovoljno da nadoknadi pad konvencionalne bazne proizvodnje.

Proizvodnja iz uglja pala je za 566 MW na 3.669 MW, čime je uklonjen deo fleksibilnog kapaciteta iz sistema. Proizvodnja iz gasa blago je porasla na 2.257 MW—što ukazuje na ograničenu fleksibilnost ili ekonomska ograničenja za veće uključivanje termo kapaciteta. Nuklearna proizvodnja ostala je stabilna oko 5,4 GW kao bazna podrška, ali bez brzog reagovanja na kratkoročne skokove potrošnje.

Neto efekat bio je deficit u ravnoteži ponude i potražnje veći od 3 GW, dovoljno velik da izazove snažan rast cena kroz međusobno povezana tržišta.

Intraday obrazac: večernji pikovi uz pritisak tokom podneva

Cenovna struktura tokom dana potvrđuje obrazac napetosti: izraženi večernji pikovi pojavili su se posebno oko 21 sata. U isto vreme dnevne (midday) cene bile su pritisnute zbog solarne proizvodnje, ali bez ekstremnih negativnih vrednosti koje su se ranije javljale.

Povećanje intraday razlika naglašava rast značaja fleksibilnih izvora poput skladišta i termo jedinica koje mogu brzo da odgovore promenama opterećenja. I dalje postoji volatilnost iz prethodnih dana—minimalne cene su se kretale i do -500 evra/MWh u nekim tržištima—što pokazuje da periodi prekomerne ponude ostaju prisutni tokom visokog izlaza obnovljivih izvora.

Tokovi preko granica i troškovi goriva/CO₂ dodatno oblikuju sliku

Preko granica vidi se nastavak regionalnog pritiska: Rumunija i Bugarska nastavile su izvoz ka Mađarskoj, Srbiji i Grčkoj, ali ukupni volumeni nisu bili dovoljni da nadoknade smanjeni uvoz iz Centralne Evrope. U tom kontekstu SEE region sve više funkcioniše kao delimično izolovana cenovna zona kada napetost poraste.

Dodatni faktor dolazi iz tržišta gasa i CO₂ emisija: austrijski gasni hub porastao je na oko 19 evra/MWh, dok su EU dozvole za emisije CO₂ ostale stabilne u rasponu od 70–80 evra po toni. Više cene gasa direktno utiču na marginalne troškove proizvodnje električne energije.

Šta to znači za naredne dane

Sveukupno posmatrano, tržište pokazuje prelazak iz faze niskih cena i viškova ka režimu uravnoteženog—ali veoma osetljivog—sistema gde potražnja, uvoz i termo kapaciteti određuju brzinu promene cena. Kratkoročno se očekuje nastavak volatilnosti uz ključnu ulogu vremenskih uslova te dostupnosti vetra i sunca.

Strukturno gledano, SEE tržišta u 2026. godini karakterišu tri trenda: rast obnovljivih izvora uz intraday volatilnost; postepeno smanjenje uglja uz veću zavisnost od gasa i uvoza; te ograničeni interkonektorski kapaciteti koji povećavaju cenovnu razdvojenost od ostatka Evrope.