Dan unapred u Jugoistočnoj Evropi: cene padaju oko 121 €/MWh uz povratak solara i jaču gasnu proizvodnju

Dan unapred tržišta električne energije u Jugoistočnoj Evropi zabeležila su oštriji pad cena za isporuku 2. juna, pri čemu su se cene u Mađarskoj, Rumuniji, Bugarskoj, Srbiji, Hrvatskoj i Sloveniji približile nivou od oko 121 €/MWh nakon snažnog rasta u prethodnoj sesiji. Za investitore i učesnike na tržištu, signal je jasan: kada se solarna proizvodnja vrati u igru tokom dnevnih sati, marginalni pritisak na cenu se smanjuje, ali fleksibilnost ostaje ključna jer potražnja u pikovima i dalje zahteva termalnu podršku.

Cene po zonama: pad uz gotovo izjednačavanje regionalnih nivoa

Mađarski HUPX day-ahead ugovor zaključen je na 121,92 €/MWh, što predstavlja pad od gotovo 29 €/MWh na dnevnom nivou. Rumunski OPCOM i bugarski IBEX završili su trgovanje na 121,21 €/MWh. Srpski SEEPEX zatvorio je na 120,90 €/MWh, hrvatski CROPEX na 121,66 €/MWh, a slovenački BSP na 121,75 €/MWh.

Regionalno tržište ostalo je visoko korelirano uz minimalna odstupanja između centralnoevropskih i jugoistočnoevropskih zona trgovanja. Grčka je nastavila da trguje znatno ispod regionalnog proseka: HENEX je iznosio 96,31 €/MWh, podržan snažnom proizvodnjom iz obnovljivih izvora i viškom solarne energije tokom dnevnih sati.

Fundamenta: više potrošnje apsorbovano domaćom proizvodnjom

Uprkos rastu potražnje tokom radne nedelje, tržište je delovalo dobro snabdeveno. Ukupna potrošnja u SEE sistemu porasla je na 28,2 GW, odnosno za oko 1,4 GW u odnosu na prethodni trgovački dan, usled povratka industrijskog opterećenja nakon vikenda.

Regionalna proizvodnja porasla je za 1,33 GW, omogućavajući da se povećana potražnja apsorbuje bez značajnog oslanjanja na uvoz. Neto uvoz pao je na svega 84 MW (sa skoro 1,2 GW dan ranije), što ukazuje da domaća proizvodnja ima veću sposobnost pokrivanja potreba regiona.

Struktura proizvodnje se okrenula ka termo tehnologijama

Tokom sesije došlo je do značajne promene u strukturi proizvodnje: solarni output pao je za oko 684 MW, dok je termo proizvodnja porasla. Gasne elektrane povećale su proizvodnju za 753 MW, ugalj za dodatnih 314 MW, a hidroenergija za još 254 MW.

Zbog tog preokreta gasne elektrane postale su glavna marginalna tehnologija u većem delu regiona—posebno tokom jutarnjih i večernjih pikova kada solar nije dostupan. Udeo hidroenergije bio je oko 25% ukupne proizvodnje i ostao najveći pojedinačni izvor; solar je činio oko 20%, gas oko 17%, dok su ugalj i nuklearna energija bili približno po 14%.

Tokovi preko granica prate obrazac: Grčka kao najveći izvoznik

Prekogranični tokovi nastavili su poznati regionalni obrazac. Grčka ostaje najveći uvoznik sa oko 1,66 GW. Rumunija i Bugarska zadržale su poziciju neto izvoznika, dok su Srbija i Hrvatska zavisile od uvoza tokom dela dana.

Niska cena u Grčkoj nastavila je da podržava izvozne tokove ka Balkanu i Italiji. Istovremeno, tržište sve više prati rastuću penetraciju obnovljivih izvora i sve češće pojave negativnih cena u satima sa jakim solarnim resursima.

Terminska kriva: ograničena reakcija uz očekivanja napetijih letnjih uslova

Terminska tržišta reagovala su relativno ograničeno. Mađarski nedeljni ugovori za 24. nedelju trgovani su oko 114 €/MWh, dok su ugovori za 25. nedelju bili oko 118 €/MWh. Julska bazna energija ostala je stabilna na oko 125,50 €/MWh—što sugeriše da trgovci očekuju napetije letnje uslove.

Kod komoditnih signala prisutna je mešavina faktora: gas na austrijskom CEGH tržištu bio je oko 48,5 €/MWh; EUA emisije oko 79 €/t; a API2 ugalj prešao je prag od preko 130 $/t. To dodatno pritiska troškove termo proizvodnje.

Šta sledi: integracija regiona i projekti koji povećavaju fleksibilnost

Za Srbiju, SEEPEX ostao je čvrsto usklađen sa Rumunijom, Bugarskom i Mađarskom—potvrđujući sve veću integraciju sa regionalnim tržišnim fundamentima.

Pored kratkoročnih kretanja cena i tokova preko granica, pažnja se usmerava i na planiranu gasnu elektranu u Nišu koju razvijaju EPS i SOCAR kapaciteta do 500 MW. Kako bi mogla povećati fleksibilnost sistema u uslovima rasta obnovljivih izvora—projekat se uklapa u širu sliku potrebe za upravljanjem varijabilnošću generacije.

Dodatno interesovanje odnosi se na regulatorne promene povezane sa priključenjem OIE: više od 1,15 GW projekata potencijalno bi moglo biti izloženo kašnjenjima. U narednom periodu stabilnije temperature početkom juna smanjuju kratkoročni rizik potražnje; ipak se prate operativni faktori volatilnosti poput održavanja na TurkStreamu, hidrologije i punjenja skladišta gasa.

Konačno posmatrano, ukupna slika tržišta ostaje jedna od dovoljne ponude i jake regionalne povezanosti: termo proizvodnja ponovo dobija značaj nakon pada solara bez narušavanja stabilnih operativnih margina širom regiona.