Jugoistočna Evropa: rascep cena uoči početka juna, Italija i Srbija drže premiju dok Turska tone

Jugoistočna Evropa je poslednju nedelju maja završila sa jasnim cenovnim razdvajanjem koje investitorima i trgovcima šalje poruku o fragmentaciji tržišta: slabije cene dominirale su Centralnom Evropom i Balkanom, dok su Italija i Srbija ostale na višim nivoima. Istovremeno, ekstremni pad u Turskoj dodatno je proširio razlike između nacionalnih sistema i pokazao koliko brzo lokalni bilansi mogu nadjačati regionalne trendove.

Širok raspon cena i divergencija po zemljama

Nedeljni raspon prosečnih cena bio je izuzetno širok — od 4,03 €/MWh u Turskoj do 123,58 €/MWh u Italiji. Grčka je ostala relativno stabilna na 86,77 €/MWh (pad od 0,7% na nedeljnom nivou), dok su Bugarska pale 11,3%, Rumunija 5,1%, Hrvatska 5,5%, a Mađarska 3,6%. Najveći rast zabeležila je Srbija: nedeljni prosečni nivo skočio je 30,1% na 105,71 €/MWh.

Turska je bila ekstremni outlier sa kolapsom cena za više od 73% na svega 4,03 €/MWh. Izveštaj to povezuje sa vrlo visokom domaćom dostupnošću obnovljivih izvora, niskotroškovnom proizvodnjom i slabijom potražnjom.

Italija je ostala premijum tržište u regionu: prosečna cena porasla je 6,3% na 123,58 €/MWh. Rast se pripisuje slabijoj proizvodnji vetra i većoj proizvodnji iz termoelektrana. U Srbiji je rast cene na oko 105,71 €/MWh svrstao zemlju među skuplja SEE tržišta uprkos uglavnom stabilnom nivou uvoza.

Dnevna dinamika pokazuje da su cene većine tržišta dostigle vrhunac oko utorka i srede (27–28. maj), dok su najniže vrednosti zabeležene u ponedeljak (25. maj). Do 3. juna cene za naredni dan širom Jugoistočne Evrope ponovo su bile u porastu — od 85,72 €/MWh u Grčkoj do 118,10 €/MWh u Sloveniji — što sugeriše da se slabiji balans iz nedelje 22 počeo zatezati početkom naredne nedelje.

Potražnja stabilna van Turske; obnovljivi izvori menjaju sliku

Na papiru regionalna potražnja pala je naglo za 5,9% (sa 14,9 TWh na 14,0 TWh), ali izobličenje dolazi iz Turske: turska potražnja smanjena je za 21,7%, odnosno za oko 1,38 TWh — više nego što objašnjava celokupni regionalni pad. Kada se Turska isključi, potražnja u Jugoistočnoj Evropi bila je uglavnom stabilna: Italija je zabeležila rast od 10,8% (+505 GWh), Grčka +3,8%, a Hrvatska +6,2%. Rumunija, Bugarska, Srbija i Mađarska zabeležile su blage padove.

Slabost cena van Italije i Srbije tako nije objašnjena opštim padom ekonomske aktivnosti kroz potražnju. Prema Electricity.Trade-u reč je o kombinaciji faktora poput bolje dostupnosti obnovljivih izvora (posebno solarne energije), hidroloških uslova i prekograničnih tokova.

Varijabilna proizvodnja iz obnovljivih izvora ukupno je oslabila za 10,1% (sa 3,74 TWh na 3,36 TWh) zbog slabijeg učinka vetra u regionu: proizvodnja vetra pala je za 30% (–532 GWh), uz najveće padove u Italiji, Turskoj i Rumuniji. Solarna proizvodnja se kretala suprotno — porasla je za 7,8% (+153 GWh), naročito zahvaljujući skokovima u Bugarskoj, Rumuniji i Grčkoj.

Bugarska je povećala ukupnu varijabilnu OIE proizvodnju za čak 44%, gotovo u celosti zahvaljujući solaru. Grčka je povećala varijabilne OIE izvore za dodatnih 9,3% na oko 653 GWh. Rezultat takve strukture bio je tržište sa izraženijom solarnom komponentom koja pritiska cene tokom podnevnih sati — ali uz slabiju podršku vetra tokom večeri i noći.

Hidro pomaže izvoznicima; termalna proizvodnja koriguje bilans

Hidroenergija takođe beleži pad: regionalna proizvodnja pala je za oko 10,2% (sa 3,98 TWh na 3,57 TWh). I ovde dominira efekat Turske gde je hidro proizvodnja pala za čak 19,2% (–549 GWh). Van Turske hidro uslovi bili su povoljniji: Italija povećava hidro proizvodnju za 26,5% na oko 696 GWh; Hrvatska beleži skok od čak 75,4%; a Grčka povećava hidro proizvodnju za oko12 ,1% na približno97 GWh.

Takav raspored objašnjava deo izvozne slike: Grčka i Bugarska mogle su više da izvoze dok je Italija morala da nadoknađuje slabiji vetar kroz veći oslonac na uvoz i termalnu proizvodnju.

Termalna proizvodnja pala je ukupno za oko8 ,5% (sa3 ,78 TWh na3 ,46 TWh). Ugalj i lignit smanjeni su za10 ,9%, a gasna proizvodnja za7 ,0%. Ponovo se kao ključni faktor pojavljuje Turska sa padom termalne proizvodnje od41 ,4% (–707 GWh), uključujući smanjenje gasne komponente od70 ,6%. Bugarska i Srbija takođe su smanjile termalnu proizvodnju.

Suprotan smer beleže Grčka i Rumunija koje povećavaju termalnu proizvodnju (+8 ,5% odnosno +8 ,4%), uglavnom kroz gas. Italija snažno povećava termalnu proizvodnju (+32 ,6%), pri čemu gas raste za25 ,3%, što odgovara potrebi da se balans održava uprkos slabijem vetru — čak uz veći nivo uvoza.

Povećane prekogranične razmene; Italija ostaje dominantan neto uvoznik

Prekogranična trgovina električnom energijom intenzivirana je: ukupne razmene porasle su za8 ,4% na nedeljnom nivou na1 .117 GWh. Grčka ostaje veliki neto izvoznik uz rast izvoza od35 ,7% na241 GWh zahvaljujući konkurentnoj proizvodnji i relativno stabilnim domaćim cenama. Bugarska poboljšava izvoznu poziciju sa približno6 GWh na61 GWh; Turska skoro utrostručuje neto izvoz na95 GWh.

Italija ostaje dominantan neto uvoznik u regionu: njen uvoz raste28 ,3% na više od1 ,1 TWh. To potvrđuje strukturnu zavisnost italijanskog sistema od prekograničnog snabdevanja tokom perioda napetog domaćeg balansa. Rumunija i Hrvatska povećale su neto uvoz (+27 ,1% odnosno +36 ,5%), dok Mađarska smanjuje uvoz (-18 ,7%).

Srbijeva pozicija po pitanju uvoza ostala je uglavnom stabilna uprkos rastu cena. Izveštaj to tumači kao znak da formiranje cena nije rezultat jednostavnog rasta potreba za importom već lokalne oskudice ili ograničenja interkonekcija odnosno dostupnosti domaće proizvodnje.

Gas: cene niže nego ranije, ali premija ostaje

Cene gasa u Evropi oslabile su tokom nedelje ali su ostale strukturno visoke. TTF fjučersi prosečno su iznosili46 ,56 €/MWh (pad6 ,7%). Nakon maksimuma od47 ,64 €/MWh zabeleženog26 . maja i zatvaranja na46 ,00 €/MWh29 . maja tržišno raspoloženje se popravilo usled stabilnih LNG priliva, solidnog punjenja skladišta i slabije kratkoročne potražnje — ali nivo cena ostao visok prema sezonskim okvirima.

I dalje prisutan faktor rizika jesu geopolitički elementi povezani sa Ormuskim moreuzom i globalnim LNG balansima koji održavaju premiju evropskim cenama gasa. Na dan objave jednomesečni TTF forward trgovao se oko49 ,20 €/MWh (odnosno16 ,77 $/MMBtu).

LNG tokovi pokazali su mešovitu sliku: Grčka prima404 ,07 GWh LNG-a (+oporavak15 ,2%), Italija beleži4 .113 ,50 GWh uz blagu stabilnost (+0 ,55%), dok Hrvatska prima633 ,39 GWh (-8 ,9%). Izveštaj navodi da Italija ostaje najveća ulazna tačka LNG-a posmatranoj grupi zemalja; oporavak Grčke poboljšao joj energetski balans dok pad Hrvatske smanjuje regionalnu fleksibilnost gasa.

Ovaj gasni narativ važan je jer gasne elektrane ostaju marginalna tehnologija u više SEE tržišta — posebno kada se gleda širi kontekst Italije, Grčke i Rumunije. Čak i uz pad TTF-a sa46–49 €/MWh kratkoročni troškovi CCGT tehnologije mogu biti visoki kada se uključe emisije i gubici efikasnosti. To pomaže da se objasni zašto italijansko tržište stoji iznad120 €/MWh uprkos boljoj hidro situaciji.

Zemlje ukratko: ko dobija cenu a ko popušta

Grčka: nedeljni prosek86 ,77 €/MWh (-0 ,7%). Potražnja +3 ,8%, uz jaču produkciju iz obnovljivih izvora i višu hidroproizvodnju; izvoz241 G Wh (+35 ,7%).

Italija: najskuplje SEE tržište sa123 ,58 €/M Wh (+6 ,3%). Potražnja +10 ,8%, vetar slabiji; termalna proizvodnja +32 ,6% uz rast gasa +25 ,3%. Uvoz prelazi1 .1T Wh ali tržište ostaje pod premijom.

Bugarska: najveći pad cene (-11 ;3%) na93 ;50 €/M Wh; solar snažno raste; varijabilni OIE +44 ;0%; neto izvoz61 G Wh ukazuje na bolji sistemski balans.

Rumunija: -5 ;1% na103 ;46 €/M Wh uprkos većoj gasnoj proizvodnji; potražnja -3 ;4%; solar raste dok vetar i hidro slabe; neto uvoz +27 ;1%.

Mađarska: -3 ;6% na105 ;20 €/M Wh; potražnja gotovo stabilna; hidro minimalan; neto import smanjen18 ;7%; cene ostaju iznad više susednih tržišta.

Srbija: najizraženiji bullish izuzetak sa rastom30 ;1% na105 ;71 €/M Wh; potražnja blago pada; termalna niža; import stabilan — što sugeriše lokalna ograničenja sistema.

Hrvatska: -5 ;5% na100 ;94 €/M Wh; potražnja +6 ;2%; hidro snažno raste (+75 ;4%), ali istovremeno raste i neto import (+36 ;5%).

Turska: ekstremno bearish odstupanje sa cenama4 ;03 €/M Wh; potražnja -21 ;7%; termalna -41 ;4%; neto izvoz gotovo utrostručen.

Završnica: fragmentacija kao glavni signal

Kako ocenjuje Electricity.Trade podaci CW22 nisu bili samo “nedelja nižih cena”, već period fragmentacije između delova regiona. Centralna zona Balkana oslabila je tamo gde su solar ili hidro poboljšali bilans ili gde jači tokovi ublažavaju oskudicu; nasuprot tome Italija i Srbija “zatežu” tržište kroz kombinaciju lokalnih uslova ponude i troškova marginalne tehnologije. Najvažnije upozorenje vidi se upravo kroz širenje raspona između Italije (123 ;58 €/M Wh), Srbije (105 ;71 €/M Wh), Grčke (86 ;77 €/M Wh) i posebno ekstremnog nivoa Tur ske (4 ;03 €/ M Wh).