SEE day-ahead tržišta 28. maja: rast cena u centralnoj Evropi, dok jug ostaje pod pritiskom slabijeg balansa

Day-ahead tržišta električne energije širom Jugoistočne Evrope (SEE) 28. maja zabeležila su snažan rast cena, ali je najvažnija poruka za investitore bila da se region više ne ponaša kao jedinstven sinhronizovan blok. Centralnoevropski čvorovi su skočili usled smanjenih uvoza i kolapsa proizvodnje vetra, dok su Grčka, Bugarska i Albanija ostale znatno slabije — uz jaču solarnu proizvodnju i manji balansni pritisak.

Centralna Evropa skuplja zbog vetra i uvoza

Mađarski HUPX zatvorio je trgovanje na €118,22/MWh, uz rast od €3,5/MWh u odnosu na prethodni dan. Slovenački BSP skočio je na €116,29/MWh, a hrvatski CROPEX na €116,19/MWh. Nasuprot tome, srpski SEEPEX spustio se na €109,42/MWh (pad od €7,7/MWh), dok su grčki HENEX pali na €89,64/MWh i bugarski IBEX na €94,67/MWh.

Italija je ostala premijum tržište na €131,30/MWh. To održava snažnu ekonomiju izvoza ka jugu za trgovce i snabdevače — važan signal za likvidnost i cenovne razlike unutar šireg evropskog lanca.

Kolaps vetra preusmerio balans: termoelektrane i gas vraćaju marginalnost

Ključni strukturni pokretač bio je pad regionalne proizvodnje vetra. Prognozirana proizvodnja vetra pala je za oko 1.240 MW u odnosu na prethodni dan, na svega 1.953 MW — jedan od najizraženijih padova obnovljivih izvora u nedelji. Solarna proizvodnja je istovremeno blago oslabila za oko 200 MW.

Zbog toga se sistem balansirao kroz termoelektrane i uvoz: proizvodnja iz uglja porasla je za 358 MW, a gasna proizvodnja za dodatnih 260 MW. U praksi, to potvrđuje povratak termalne marginalnosti u regionu kada obnovljivi izvori ne mogu da pokriju potrebe sistema.

Uvozi su pali više nego što bi se očekivalo iz same slike obnovljivih

Iako je obnovljiva proizvodnja bila slabija, ukupni uvozi u regionu zapravo su naglo pali. Neto uvoz spustio se na svega 526 MW — pad od više od 1.000 MW dnevno — dok su CORE uvozi iz Austrije i Slovačke pali za čak 1.460 MW.

Ova kombinacija smanjenog dotoka i slabijeg vetra objašnjava zašto su centralnoevropska tržišta porasla snažnije od jugoistočnih. Mađarski spread u odnosu na Nemačku suzio se na -€4,10/MWh, što odražava smanjen dotok jeftine nemačke obnovljive energije u region.

Večernja volatilnost menja logiku baterija

Intraday profili pokazali su duboke solarne padove cena tokom dana i izuzetno oštre večernje skokove kada solarni doprinos opadne ili vetar zakaže. HUPX je u večernjem satu H21 dostigao skoro €350/MWh; BSP je kratkotrajno približio €394/MWh.

Takva dinamika direktno menja ekonomiju baterijskih sistema širom SEE: tržišta sve više monetizuju večernju fleksibilnost umesto same bazne proizvodnje. Razlika između niskih dnevnih i visokih večernjih cena ostaje strukturno povoljna za solarne portfelje sa baterijama — naročito u Bugarskoj, Rumuniji, Sloveniji i Hrvatskoj.

Hibridni projekti dobijaju smisao kroz hvatanje tržišne volatilnosti

Bugarska se izdvojila kao najjasniji primer tranzicije: novo puštena solarna elektrana Tenevo (242 MW) ulazi u pun rad zajedno sa prvom fazom velikog baterijskog sistema. Kada bude završena druga faza projekta, skladišni kapacitet trebalo bi da dostigne 311 MW / 772,5 MWh — čime bi hibrid postao jedan od najvećih takvih sistema u regionu.

Rumunija ide sličnim putem kroz integraciju hidro-, solarne i baterijske infrastrukture: Hidroelectrica najavila je plan za 90 MW plutajuće solarne energije na akumulacijama Donjeg Olt-a uz dodatnih 200 MW / 800 MWh baterijskog skladištenja.

Srbija takođe razvija model koji izlazi izvan klasične strukture potrošnje. Operator EMS primio je prve zahteve u okviru novog „aktivni kupac“ modela od kompanija HBIS Serbia i Linglong koje planiraju sopstvenu solarnu proizvodnju direktno povezanu na prenosni sistem: HBIS cilja solarnu elektranu od 63 MW u Smederevu, dok Linglong planira 39,9 MW u Zrenjaninu.

Za industrijske potrošače to znači da granica između potrošnje i proizvodnje postaje sve manje jasna — posebno pod pritiskom CBAM-a i potrebe za niskougljeničnim snabdevanjem.

Gas ostaje stabilan; hidrologija podržava kontinuitet

Iako geopolitički rizici postoje, gasna tržišta ostala su relativno stabilna: austrijski CEGH front-month trgovao se oko €47,48/MWh. Istovremeno su EUA karbon dozvole ostale visoke na oko €78,72/tCO₂.

Hidrologija deluje kao stabilizujući faktor: protok Dunava oko 6.636 m³/s podržava regionalnu hidro proizvodnju, uz ograničene dnevne promene.

Divergencija tokova potvrđuje novu strukturu rizika

Trgovački tokovi ukazuju da Grčka funkcioniše kao glavni „balansni apsorber“ regiona, dok Mađarska ostaje ključni tranzitni čvor ka Centralnoj Evropi. Srbija je strukturno vezana za uvoz iz Mađarske i Bosne tokom večernjih sati viših cena; pri tome SEEPEX ostaje slabiji u proseku u odnosu na susedne hubove.

Konačno tržišni signal koji se nameće jeste da volatilnost više nije prolazna pojava vezana samo za obnovljive izvore — već postaje centralna strukturalna karakteristika tržišta električne energije u SEE. Za banke i investitore to znači da dnevna kretanja postaju jednako važna kao godišnji proseci: fleksibilnost, balansiranje, SCADA vidljivost, skladištenje i pozicioniranje na mreži sve direktnije utiču na bankabilnost projekata.