Cene električne energije u Jugoistočnoj Evropi rastu: oporavak potražnje i uvoz vraćaju referentne nivoe iznad 100 €/MWh

Tržišta električne energije u Jugoistočnoj Evropi snažno su se oporavila u utorak, a cene na dan-unapred tržištu porasle su na gotovo svim trgovačkim čvorištima. Rast je rezultat istovremenog jačanja radne potražnje nakon vikenda, povećanja termo proizvodnje i obnovljenih potreba za uvozom, što je regionalne referentne cene vratilo iznad praga od 100 €/MWh.

Regionalni skok predvođen HUPX-om, ali uz širok rast po čvorištima

Mađarsko tržište HUPX predvodilo je region sa cenom od 127,73 €/MWh, što predstavlja rast od 11,5 €/MWh u odnosu na prethodni dan. Rumunski OPCOM porastao je na 124,02 €/MWh, dok je hrvatski CROPEX dostigao 121,76 €/MWh. Slovenački BSP zatvorio je dan na 121,10 €/MWh.

Srpski SEEPEX zabeležio je jedan od najvećih dnevnih skokova u regionu, sa rastom od 30 €/MWh na 118,15 €/MWh. Bugarski IBEX dostigao je 117,40 €/MWh, a grčki HENEX završio je na 114,46 €/MWh. Albanija je ostala najjeftinije tržište sa 78,86 €/MWh uprkos značajnom dnevnom rastu.

Potrošnja i proizvodnja rasle brže nego što se cena smiruje

Rast cena usledio je nakon povećanja regionalne potrošnje električne energije na 29,2 GW, odnosno za više od 1,1 GW u odnosu na prethodni dan. Time se videlo vraćanje industrijske i komercijalne potražnje nakon vikenda. Istovremeno, ukupna proizvodnja rasla je još brže—na oko 28,6 GW—uz povećanje u gotovo svim glavnim tehnologijama proizvodnje.

Solarna proizvodnja oporavila se na 6,6 GW, dok je hidro proizvodnja porasla na 6,5 GW. Proizvodnja iz gasa zabeležila je jedan od najvećih skokova prelazeći 4 GW. Proizvodnja iz vetra više nego se udvostručila u odnosu na prethodni dan. Nuklearna proizvodnja ostala je stabilna oko 4,1 GW.

Iako su obnovljivi izvori i termo kapaciteti rasli zajedno s proizvodnjom, cene su ostale visoke. To ukazuje da strukturna zategnutost centralno- i jugoistočnoevropskog elektroenergetskog sistema nije nestala.

Zagušenost mreže i premija regiona prema Zapadnoj Evropi ostaju ključni

Učesnici na tržištu navode da premija Jugoistočne Evrope u odnosu na Zapadnu Evropu i dalje pokazuje da su regionalni fundamenti vođeni ograničenjima prenosne mreže i potrebama za uvozom. Razlika između mađarskog i nemačkog dan-unapred tržišta proširila se na gotovo 31 €/MWh—signal kontinuirane zagušenosti i nedostatka ponude u Centralnoj Evropi.

Prekogranični tokovi dodatno potvrđuju tu sliku: neto uvoz u širi SEE region porastao je na oko 767 MW, dok su uvozi kroz ključne centralnoevropske koridore premašili 1,8 GW. Snažni prilivi iz Austrije i Slovačke nastavili su da podržavaju ravnotežu u Mađarskoj i šire u regionu. Italija ostaje važan izlaz za izvoz zbog viših cenovnih nivoa.

Terminski ugovori jačaju uz očekivanja zategnutijih letnjih uslova

Fjučersi za naredne periode takođe su rasli, što odražava očekivanja zategnutijih letnjih fundamenta. Mađarski nedeljni ugovori trgovani su oko 114,5 €/MWh, dok su julski proizvodi porasli na 122,5 €/MWh.

Ovakav profil cena sugeriše da trgovci računaju na veću potražnju za hlađenjem i jače večernje pikove tokom toplijeg perioda—uz oslanjanje na termo proizvodnju kada obnovljiva proizvodnja bude slabija.

Goriva ne popuštaju: gas i CO₂ drže marginalne troškove visokim

Ni tržišta goriva nisu donela olakšanje. Austrijski gasni ugovori ojačali su iznad 51 €/MWh na CEGH berzi. EU emisije CO₂ ostale su blizu 77 €/t, održavajući visoke marginalne troškove proizvodnje elektrana na gas širom regiona. Fjučersi na ugalj takođe su blago porasli, dodatno podupirući cenovni pod termo sektoru.

Investicije i strukturne promene: fleksibilnost kao odgovor tranziciji

Za Srbiju ovaj kontekst dolazi uz nastavak strukturnih promena domaćeg energetskog sistema. Vlasti su odobrile okvir procene uticaja na životnu sredinu za planirani projekat pumpno-akumulacione hidroelektrane Bistrica. Projekat bi trebalo da postane jedan od ključnih fleksibilnih kapaciteta zemlje kako se povećava udio obnovljivih izvora.

Dodatno, podaci iz industrije pokazuju da je više od 60 obnovljivih energetskih postrojenja napustilo istorijski sistem fid-in tarifa od 2022. godine—što postepeno povećava izloženost proizvođača tržišnim uslovima.

Na širem regionalnom nivou nekoliko investicionih odluka ukazuje da se energetska tranzicija ubrzava: Evropska banka za obnovu i razvoj odobrila je paket finansiranja od 175 miliona evra za oko 400 MW novih obnovljivih projekata kompanije PPC u Grčkoj, Bugarskoj i Rumuniji. Slovenija je pokrenula program podsticaja za baterijsko skladištenje vredan 10 miliona evra. Rumunija je potvrdila da gasna elektrana Mintia snage 1,7 GW ima više od 80% završetka uz početak proizvodnje očekivan kasnije ove godine.

Kombinacija rasta potražnje, jače termo proizvodnje i kontinuirane zavisnosti od uvoza pokazuje da su tržišta Jugoistočne Evrope strukturno zategnuta uprkos poboljšanju proizvodnje iz obnovljivih izvora. Kako temperature ulaze u sezonski viši režim potrošnje i kako terminski ugovori nastavljaju da jačaju, trgovci verovatno zadržavaju bikovski kratkoročni pogled na regionalne cene električne energije dok tržište ulazi dublje u letnji period potražnje.