Tržišta električne energije širom Jugoistočne Evrope snažno su porasla 21. aprila, jer je nagli rast potražnje, zajedno sa promenama u proizvodnji iz obnovljivih izvora, gurnuo sisteme dublje u oslanjanje na uvoz, suzio cenovne razlike i potvrdio ulogu regiona kao balansnog koridora između Centralne Evrope i Mediterana.
Cene za dan unapred kretale su se u uzlaznom rasponu na većini tržišta: Mađarska je dostigla 122,6 €/MWh, Rumunija 117,4 €/MWh, a Srbija 113,8 €/MWh, dok su Hrvatska i Bugarska trgovale na nivou od 109–110 €/MWh. Grčka je ostala strukturno niža sa 83,1 €/MWh, održavajući uporan jug–sever spread od gotovo 40 €/MWh, što i dalje usmerava fizičke tokove ka skupljim centralnoevropskim tržištima.
Ovaj rast cena odražava sistem koji je sve više vođen pritiskom sa strane tražnje, a ne poremećajem u ponudi. Ukupna potrošnja u SEE i mađarskom sistemu porasla je na 30.658 MW (+2.003 MW dnevno), dok je proizvodnja porasla sporije na 27.848 MW, ostavljajući sve veći deficit koji je pokriven uvozom. Neto uvoz porastao je na 1.412 MW (+604 MW), potvrđujući ponovnu dominaciju spoljnog snabdevanja u formiranju cena.
Ovu neravnotežu dodatno je pojačalo širenje cenovnog spread-a između Mađarske i Nemačke na oko 40 €/MWh, što je porast od približno 17 €/MWh. To je izazvalo veće tokove iz Austrije i Slovačke ka Mađarskoj, pri čemu je uvoz iz CORE regiona porastao za više od 600 MW, potvrđujući da centralnoevropski cenovni signali i dalje određuju marginalne cene u regionu.
Struktura proizvodnje dodatno je povećala volatilnost. Proizvodnja iz vetra porasla je za 796 MW, ali je to delimično neutralisano padom solarne proizvodnje od 264 MW, što odražava intradnevnu varijabilnost, a ne strukturnu slabost. Hidroenergija je porasla za 457 MW, dok je gasna proizvodnja povećana za 179 MW, što pokazuje da su termo kapaciteti ponovo korišćeni za stabilizaciju sistema. Proizvodnja iz uglja blago je opala, ali i dalje ostaje relevantna u balansiranju.
Kombinacija rasta tražnje, neujednačene obnovljive proizvodnje i ograničene fleksibilnosti gurnula je tržišta ka zategnutim uslovima, pri čemu su termo i uvozni kapaciteti određivali marginalnu cenu. Čak i uz snažan vetar, sistem je ostao osetljiv na solarne oscilacije, posebno u vršnim satima.
Satni cenovni profili jasno pokazuju ovu volatilnost. Vrhovi u Mađarskoj približili su se 270 €/MWh, dok je Srbija beležila oko 165 €/MWh, što ukazuje da je cenovni rizik duboko ugrađen u intradnevnu strukturu tržišta. Van vršnih sati cene su ostale visoke, u rasponu 120–140 €/MWh, što ukazuje na trajni pritisak na sistem.
Prekogranični tokovi dodatno potvrđuju transformaciju SEE u tranzitni i balansni centar. Zabeleženi su tokovi iz Rumunije ka Mađarskoj od oko 900 MW, kao i izvozi iz Bugarske ka Srbiji i iz Mađarske ka jugu. Istovremeno, tokovi ka Italiji i Grčkoj ostali su aktivni, što odražava kontinuirani arbitražni prostor između skupljih centralnih i jeftinijih južnih tržišta.
Sistem se sve više definiše ovim interkonekcijama. Električna energija se ne prilagođava samo nacionalnoj ravnoteži ponude i tražnje, već se dinamički preusmerava kroz mrežu kako bi se iskoristile cenovne razlike, čime SEE postaje zona prenosa cena između evropskih centara.
Tržišta goriva i ugljenika pružila su ograničeno olakšanje. Gas na austrijskom CEGH ostao je stabilan oko 42 €/MWh, dok su cene uglja nastavile blagi pad. Međutim, cene emisija u okviru EU ETS sistema su porasle, što održava strukturni troškovni pritisak na termo proizvodnju.
Ova kombinacija—nižih cena goriva i viših cena CO₂—objašnjava zašto su veleprodajne cene i dalje visoke. Iako se troškovi inputa smanjuju, karbon i dalje postavlja donju granicu ekonomike proizvodnje, posebno za ugalj i gas.
Na širem strukturnom nivou izdvajaju se četiri trenda. Prvi je dominacija varijabilnosti tražnje nad varijabilnošću proizvodnje iz OIE. Drugi je povratak Centralne Evrope kao cenovnog sidra, pri čemu SEE reaguje na signale iz zapadnijeg sistema. Treći je nastavak uvozne zavisnosti čak i u periodima rasta proizvodnje. Četvrti je postepena konvergencija cena, uz i dalje prisutne regionalne razlike.
U narednom periodu, očekuje se nastavak visoke volatilnosti u okvirima povišenog cenovnog opsega. Prognoze ukazuju na stabilizaciju potražnje, ali ne i njen značajan pad, dok će proizvodnja iz vetra i solara ostati promenljiva.
Zbog toga se očekuje da cene ostanu u rasponu od 100–130 €/MWh, uz povremene skokove iznad 150 €/MWh u vršnim intervalima. Intradnevna volatilnost ostaće visoka zbog varijabilnosti OIE i prekograničnih tokova.
Za tržišne učesnike, okruženje i dalje favorizuje trgovinu prekograničnim spread-ovima i intradnevno pozicioniranje. SEE tržište time više ne predstavlja periferni sistem, već postaje integralni deo evropskog elektroenergetskog sistema, u kojem se cene oblikuju u realnom vremenu kroz interakciju tražnje, OIE i prekograničnih tokova.
