SEE tržišta električne energije i gasa: pad cena struje u CW17, ali zategnutost na gasu drži cenu pod

Tržišta električne energije u Jugoistočnoj Evropi (SEE) u 17. nedelji (20–26. april) zabeležila su snažnu korekciju naniže, ali je ta dinamika bila kratkog daha: jačanje gasnog tržišta postavilo je viši cenovni pod za forward električne ugovore. U praksi, pad cena struje nije poništio širu sliku volatilnosti, jer se promena ponude iz obnovljivih izvora sudarila sa zategnutim uslovima na gasu.

Struja: dvocifren pad day-ahead cena, uz lokalne razlike

Cene za naredni dan (day-ahead) širom regiona pale su dvocifreno. Najizraženije korekcije zabeležene su u Hrvatskoj i Mađarskoj, gde su nedeljni proseci pali na 72,92 €/MWh (-30,3%) i 80,31 €/MWh (-27,3%). Rumunija i Bugarska pratile su trend sa padovima na 86,99 €/MWh (-17,5%) i 81,82 €/MWh (-16,8%), dok je Grčka pala na 78,61 €/MWh (-16,2%). Srbija je imala umereniji pad na 80,41 €/MWh (-11,6%), što odražava relativno zategnutije sistemske uslove.

Italija je ostala regionalno premijum tržište sa cenom od 109,12 €/MWh uprkos nedeljnom padu.

Evropski kontekst: prekomerna ponuda iz nuklearnih i OIE izvora

Korekcija u SEE pratila je kretanja na ključnim evropskim tržištima gde su cene padale još agresivnije. Nemačka, Češka i Slovačka zabeležile su padove preko 40%, dok je Francuska zabeležila kolaps na 7,62 €/MWh (-89,3%). Takvi ekstremi ukazuju na uslove prekomerne ponude povezane sa visokom nuklearnom i proizvodnjom iz obnovljivih izvora. Iberijska tržišta ostala su relativno stabilna oko 50 €/MWh, što sugeriše nastavak regionalne „decoupling“ dinamike.

Rani signali za novu volatilnost: oporavak nakon nedeljnog pada

Iako je nedelja završena niže nego što je počela, rani indikatori za narednu periodu ukazivali su na novi uzlazni pritisak. Day-ahead cene su se 28. aprila oporavile širom SEE regiona—od 97,01 €/MWh u Grčkoj do 112,66 €/MWh u Mađarskoj—što potvrđuje da silazni trend nije stabilan.

Potražnja: prekid prethodnog rasta

Na strani potražnje potrošnja električne energije u SEE regionu pala je za -2,6% nedeljno čime je prekinut prethodni rast. Italija i Turska predvodile su pad sa kontrakcijama od -4,1% i -3,9%, dok je Mađarska takođe zabeležila pad od -4,1%. Suprotno tome, Rumunija i Grčka ostvarile su rast od +6,5% i +3,2%, što upućuje na lokalizovane oporavke vezane za vremenske uslove i kratkoročne ekonomske faktore.

Ponuda: vetar pao snažno dok je solar delimično kompenzovao

Dominantno obeležje ponude bio je snažan pad proizvodnje iz vetra. Ukupna proizvodnja varijabilnih OIE u SEE pala je za -11,3%, vođena kolapsom vetra od -29,3%, dok je solarna proizvodnja porasla za +8,8% i delimično kompenzovala gubitak. Najveći pad vetra zabeležen je u Turskoj (-40,4%), Hrvatskoj (-22,9%) i Grčkoj (-16,3%), čime se dodatno naglašava izloženost sistema vremenskoj volatilnosti.

Hidro proizvodnja ostala je relativno stabilna sa padom od -1,5%, ali su nacionalni trendovi bili izrazito različiti: Hrvatska je porasla za +145,2%, dok su Srbija (-23,4%), Bugarska (-27,4%) i Rumunija (-9,8%) beležile padove. Termalna proizvodnja pala je za -6,4%, uz pad gasne proizvodnje od -14,3%, dok je proizvodnja iz uglja porasla za +3,3%—signal nastavka „fuel switch“ reakcije na kretanja gasnih cena.

Prekogranični tokovi i likvidnost: veći neto uvoz uz koncentrisanu trgovinu

Prekogranični tokovi značajno su porasli tokom nedelje: neto uvoz regiona skočio je za +39,7%. Grčka i Rumunija prešle su iz neto izvoznika u neto uvoznike (dokazuje promenu regionalnog bilansa), a Srbija je dodatno povećala uvozni deficit. Italija ostala dominantni neto uvoznik; Hrvatska ojačala svoju izvoznu poziciju; suficit Mađarske se smanjio.

Likvidnost tržišta ostala je visoko koncentrisana. Nedeljni obim trgovanja dostigao je 20.340 GWh u Italiji—daleko ispred ostalih tržišta—zatim 3.560 GWh u Grčkoj; 2.450 GWh u Bugarskoj; i 2.260 GWh u Mađarskoj. Srbija se izdvojila niskom likvidnošću sa samo 110 GWh trgovine tokom nedelje.

Gas: rast TTF futures nakon geopolitičkih rizika drži cenovni pod

Na gasnim tržištima TTF front-month futures nastavili su rast početkom nedelje pre stabilizacije. Cene su porasle sa 40,29 €/MWh do maksimuma od 44,86 €/MWh; nedeljni prosek iznosio je 43 ,03 €/MWh (+1 ,3%). Do 27. aprila cene su blago pale na 44 ,65 €/MWh—što ukazuje na konsolidaciju oko srednjih četrdeset evra po megavat-satu.

Rast je bio vođen obnovljenom geopolitičkom neizvesnošću vezanom za pregovore SAD–Iran i tenzijama u oblasti Hormuškog moreuza. Poremećaji LNG tokova već utiču na globalni gasni bilans; procene govore o kumulativnom gubitku od oko 120 bcm LNG ponude između 2026. i 2030. godine (oko 15% očekivanog globalnog rasta ponude). To pomera očekivano opuštanje tržišta za do dve godine i učvršćuje gas kao ključnu varijablu pri formiranju evropskih cena električne energije.

LNG tokovi ka Evropi pokazali su mešovitu sliku: Grčka beleži rast LNG uvoza od +22% na 663 ,83 GWh; Italija ostaje dominantna ulazna tačka sa 4 .334 ,7 GWh; dok Hrvatska ima snažan pad od -60 ,8%. Takva razlika dodatno pojašnjava kako regionalna infrastruktura može pojačati kratkoročne pomake.

Kombinacija slabije OIE proizvodnje—posebno vetra—promena prekograničnih tokova i jačanja cena gasa znači da kratkoročne korekcije cena struje ostaju moguće. Ipak, šira struktura tržišta nastavlja da podržava više cenovne nivoe i visoku volatilnost na SEE električnim berzama.