SEE tržišta električne energije jačaju: oporavak potražnje gura day-ahead cene iznad 100 €/MWh

Jugoistočna Evropa je započela novu trgovačku nedelju snažnim oporavkom cena na dan unapred (day-ahead) tržištima, nakon povratka industrijske potrošnje posle vikenda. Rast potražnje, uz istovremeno povlačenje proizvodnje iz obnovljivih izvora sa nedeljnih maksimuma, vratio je referentne nivoe cena iznad 100 €/MWh u većem delu regiona—uz jasnu poruku investitorima da se sezonska dinamika i dalje brzo prelama u cenama.

Day-ahead: većina tržišta iznad 100 €/MWh, Mađarska ponovo lider

Mađarski HUPX day-ahead ugovor zaključen je na 116,19 €/MWh, što predstavlja rast od više od 71 €/MWh u odnosu na nedelju. Rumunsko tržište OPCOM zatvoreno je na 115,19 €/MWh. Hrvatska je dostigla 111,07 €/MWh, Slovenija je trgovala na 109,70 €/MWh, a Bugarska na 104,37 €/MWh.

Srpski SEEPEX ostao je relativno niže na 88,14 €/MWh, dok je Albanija nastavila da koristi obilnu hidroenergiju i zatvorila na svega 56,86 €/MWh. Time se dodatno ističe razlika između tržišta koja se oslanjaju na dostupnost domaćih resursa i onih koja su osetljivija na kratkoročne promene u ponudi i potražnji.

Ponuda i potražnja: industrija vraća teret, proizvodnja obnovljivih izvora slabija

Povratak industrijske aktivnosti tokom radnih dana bio je ključni pokretač kretanja cena. Regionalna potrošnja porasla je na 28,5 GW—oko 3 GW više nego u nedelju—dok je ukupna proizvodnja pala za približno 1,7 GW. Takav odnos ponude i potrošnje pooštrio je ravnotežu u povezanoj SEE regiji.

U strukturi proizvodnje zabeležen je pad hidroelektrana za oko 500 MW i smanjenje solarne proizvodnje za gotovo 850 MW zbog nepovoljnijih vremenskih uslova u odnosu na vikend. Proizvodnja iz vetra ostala je niska na svega 582 MW, bez značajnijeg ublažavanja večernjeg vršnog opterećenja. Nuklearna proizvodnja blago je porasla na 4,1 GW delimično kompenzujući pad obnovljivih izvora.

Večernje oskudice i cenovni skokovi: termo kapaciteti preuzimaju ulogu

Intraday krive cena pratile su obrazac koji se ponavlja širom regiona: cene su bile pod pritiskom tokom podneva zbog solarne proizvodnje, ali su naglo rasle nakon zalaska sunca. Mađarski večernji vrh dostigao je oko 235 €/MWh. Slični skokovi zabeleženi su i u Rumuniji, Hrvatskoj, Sloveniji i Grčkoj—kako solarna proizvodnja nestaje, a termo kapaciteti postaju ključni za balansiranje sistema.

Prekogranični tokovi ostaju presudni

Prekogranični tokovi dodatno potvrđuju važnost regionalne interkonekcije. Rumunija je ostala značajan izvoznik prema Mađarskoj. Slovenija i Hrvatska nastavile su isporuke ka Italiji, gde strukturna potreba za uvozom drži više cenovne nivoe. Komercijalni podaci ukazuju na stabilan izvoz iz Slovenije ka Italiji od više od 500 MW.

U Srbiji se vidi drugačiji profil cenovne konkurentnosti: SEEPEX obračun od 88,14 €/MWh stavio je Srbiju više od 25 €/MWh niže u odnosu na Mađarsku i Rumuniju. Dobra dostupnost termo i hidro kapaciteta ograničila je potrebu za uvozom i učvrstila poziciju Srbije kao balansnog tržišta i tranzitnog pravca između Centralne Evrope i Zapadnog Balkana.

Hidrologija daje podršku spotu, ali forward signali traže oprez

Poboljšani hidrološki uslovi dodatno podržavaju regionalne limite rasta cena: protok Dunava porastao je na oko 6.043 m³/s, znatno iznad nedavnih minimuma. To pogoduje hidro proizvodnji u Srbiji i Rumuniji te nizvodnim balkanskim sistemima.

Ipak, terminski (forward) signali nude oprezniju sliku u odnosu na spot trgovanje. Mađarski ugovori za 24. nedelju trgovali su se oko 113 €/MWh, dok su nemački proizvodi ostali blizu 107 €/MWh—ostavljajući premiju od oko 6–7 €/MWh za isporuke u Centralnoj i jugoistočnoj Evropi. Ograničen rast forward cena sugeriše da učesnici očekuju snažnu proizvodnju iz obnovljivih izvora i poboljšane hidro uslove koji bi mogli ograničiti dugotrajniji rast cena tokom juna.

Gas i ugljenik bez dodatnog goriva; vreme pojačava vršne satove

Tržišta gasa i ugljenika nisu pružila dodatnu podršku rastu cena: austrijski CEGH gas futures ostali su blizu 50 €/MWh, dok su EU emisijske dozvole trgovane oko 76,9 €/tCO₂—nastavljajući nedavni pad troškova emisija. Niže cene ugljenika poboljšavaju konkurentnost termoelektrana u Srbiji, Bugarskoj i Rumuniji kroz smanjenje marginalnih troškova proizvodnje.

Istovremeno, prognoze vremena ukazuju na porast temperatura širom jugoistočne Evrope u narednim danima: Srbija očekuje oko 24°C; Grčka i Crna Gora blizu 26°C. Više temperature povećavaju potrošnju za hlađenje i dodatno opterećuju elektroenergetske sisteme tokom popodnevnih i večernjih vršnih sati.

Zaključno posmatrano kroz prizmu trgovanja električnom energijom, region još pokazuje izražene večernje cenovne oskudice, rast sever–jug razmaka cena i sve veću zavisnost od prekograničnih tokova balansiranja. Iako poboljšana hidrologija i pad cena ugljenika deluju kao faktori koji mogu smanjiti pritisak na cene, kombinacija oporavka potrošnje uz slabiju proizvodnju vetra—uz činjenicu da prenos ostaje ograničen—podržava čvršću tržišnu strukturu kako se približava letnja sezona.