SEE day-ahead tržišta 4. juna u padu: uvoz raste, vetar i solar slabe, a Albanija jedina beleži rast

Jugoistočna Evropa je 4. juna pokazala koliko brzo se ravnoteža na spot tržištu može okrenuti kada obnovljivi izvori oslabe. Day-ahead cene su pale širom regiona, jer je porast uvoza iz Centralne Evrope ublažio napetost u snabdevanju, dok su vetar i solar proizveli manje nego prethodnog dana.

Spot cene pod pritiskom: većina tržišta niže, Albanija izuzetak

Mađarski HUPX baseload ugovor pao je za 27,7% na danu na dan, na 88,57 €/MWh, povlačeći većinu susednih tržišta naniže. Rumunski OPCOM i bugarski IBEX završili su trgovanje na 91,05 €/MWh, dok je srpski SEEPEX zatvorio na 91,61 €/MWh. Slovenački BSP i hrvatski CROPEX zabeležili su najstrmije padove, na 75,30 €/MWh i 77,61 €/MWh.

Adriatski region ostao je fragmentisan: albanski ALPEX porastao je za 18,4% na 119,02 €/MWh i zadržao značajnu premiju u odnosu na ostatak Balkana.

Manja proizvodnja iz obnovljivih izvora povećala potrebu za uvozom

Regionalna potrošnja ostala je stabilna na oko 28,3 GW, ali je ukupna proizvodnja pala na 26,95 GW. To je povećalo zavisnost od uvoza: proizvodnja vetra smanjena je za oko 675 MW, a solarna proizvodnja pala za 857 MW u odnosu na prethodni dan.

Hidroenergija je delimično kompenzovala pad obnovljivih izvora uz rast od 214 MW. Ipak, kako domaća proizvodnja slabi, neto uvoz u SEE-Hungary region porastao je na 2.869 MW—rast od oko 1.300 MW dnevno.

Uvoz iz Austrije i Slovačke kroz Core region povećan je na 3.939 MW (dnevni rast od oko 1.653 MW), čime se naglašava sve veća uloga Centralne Evrope u balansiranju balkanskih tržišta.

Tokovi električne energije: Mađarska kao glavno čvorište

Spread između mađarskog i nemačkog day-ahead tržišta proširio se na 27,23 €/MWh. To podržava kontinuirane zapadne tokove električne energije ka Mađarskoj i dalje ka jugoistočnoj Evropi.

Prekogranični podaci pokazuju da je Mađarska ostala glavno uvozno čvorište u regionu sa prosečnim neto uvozom od 1.540 MW. Rumunija je uvozila 580 MW, Srbija 672 MW, a Hrvatska 674 MW. Grčka je ostala neto izvoznik sa 581 MW zahvaljujući jačoj domaćoj proizvodnji.

Dnevni profil cena pada zbog solarnog viška; večernji pikovi ostaju povišeni

Satni profili ukazali su na izražen pad cena tokom dana zbog solarnog viška—pojedina tržišta ulazila su u zonu nultih cena. Večernji pikovi ostali su povišeni jer solar prestaje da proizvodi, a termoelektrane ponovo određuju marginalnu cenu.

Forward ugovori stabilni uprkos slabijem spotu

Iako je spot tržište bilo pod pritiskom, forward ugovori ostali su stabilni: mađarski Week-24 baseload trgovao se oko 112 €/MWh, dok su Calendar-2026 ugovori bili blizu 114,50 €/MWh. To sugeriše da učesnici i dalje očekuju zategnutije letnje fundamentalne uslove.

Gas i CO₂ podržavaju troškovni pritisak; razlika Italije i Balkana ostaje ključna

Tržišta gasa i CO₂ bila su uglavnom podržavajuća: austrijski CEGH month-ahead gas porastao je na 50,62 €/MWh, dok su EU Allowances (decembar 2026) trgovane oko 78,6 €/tCO₂. Takav nivo troškova drži termo proizvodnju relevantnom za formiranje cena.

Pored toga, učesnici prate rastuću razliku između Italije i Jugoistočne Evrope: italijanska day-ahead cena iznosila je 136,96 €/MWh—više od 45 €/MWh iznad Srbije i Rumunije i oko 43 €/MWh iznad Crne Gore. Razlika nastavlja da podržava korišćenje adriatskih interkonekcija i jača očekivanja da će zapadni Balkan igrati veću ulogu u snabdevanju Italije obnovljivom energijom tokom perioda viškova.

Naredni dani: topliji uslovi mogu pritisnuti dnevne cene

Vremenske prognoze ukazuju na postepeni porast temperatura širom Jugoistočne Evrope tokom vikenda. Iako bi bolji uslovi za solar mogli dodatno pritisnuti dnevne cene zbog potencijalnog viška proizvodnje iz fotovoltaika, očekuje se da će večernji pikovi ostati podržani jakom potražnjom u Italiji, visokim prekograničnim izvozom i kontinuiranom zavisnošću od uvoza tokom perioda slabije proizvodnje iz obnovljivih izvora.