Dan unapred tržišta električne energije u Jugoistočnoj Evropi zabeležila su oštriji pad cena za isporuku 2. juna, pri čemu su se cene u Mađarskoj, Rumuniji, Bugarskoj, Srbiji, Hrvatskoj i Sloveniji konvergirale oko nivoa od približno 121 €/MWh, nakon snažnog rasta u prethodnoj sesiji.
Mađarski HUPX day-ahead ugovor zaključio je na 121,92 €/MWh, što je pad od gotovo 29 €/MWh na dnevnom nivou, dok su rumunski OPCOM i bugarski IBEX završili trgovanje na 121,21 €/MWh. Srpski SEEPEX zatvorio je na 120,90 €/MWh, hrvatski CROPEX na 121,66 €/MWh, a slovenački BSP na 121,75 €/MWh.
Regionalno tržište ostalo je visoko korelirano, uz minimalna odstupanja između centralnoevropskih i jugoistočnoevropskih zona trgovanja. Grčka je nastavila da trguje znatno ispod regionalnog proseka, sa HENEX-om na 96,31 €/MWh, podržana snažnom proizvodnjom iz obnovljivih izvora i viškom solarne energije tokom dnevnih sati.
Fundamenti ukazuju na tržište koje je i dalje dobro snabdeveno, uprkos značajnom rastu potražnje tokom radne nedelje. Ukupna potrošnja električne energije u SEE sistemu porasla je na 28,2 GW, što je oko 1,4 GW više u odnosu na prethodni trgovački dan, usled povratka industrijskog opterećenja nakon vikenda.
Regionalna proizvodnja porasla je za 1,33 GW, omogućavajući da se povećana potražnja apsorbuje bez značajnog oslanjanja na uvoz. Neto uvoz u posmatranim tržištima pao je na svega 84 MW, sa gotovo 1,2 GW dan ranije, što pokazuje veću sposobnost domaće proizvodnje da pokrije potrebe regiona.
Struktura proizvodnje se značajno promenila tokom sesije. Solarni output pao je za oko 684 MW, dok je termo proizvodnja porasla: gasne elektrane su povećale proizvodnju za 753 MW, ugalj za 314 MW, a hidroenergija za dodatnih 254 MW.
Gasne elektrane su tako postale glavna marginalna tehnologija u većem delu regiona, posebno tokom jutarnjih i večernjih pikova kada solar nije dostupan.
Hidroenergija je učestvovala sa oko 25% ukupne proizvodnje, ostajući najveći pojedinačni izvor, dok je solar činio oko 20%, gas 17%, a ugalj i nuklearna energija po približno 14%.
Prekogranični tokovi su nastavili da prate poznat regionalni obrazac. Grčka je ostala najveći uvoznik sa oko 1,66 GW, dok su Rumunija i Bugarska zadržale poziciju neto izvoznika. Srbija i Hrvatska su i dalje zavisile od uvoza tokom dela dana.
Relativno niska cena u Grčkoj nastavila je da podržava izvozne tokove ka Balkanu i Italiji, dok tržište sve više prati rastuću penetraciju obnovljivih izvora i sve češće pojave negativnih cena u solarno jakim satima.
Terminska tržišta su reagovala ograničeno. Mađarski nedeljni ugovori za 24. nedelju trgovani su oko 114 €/MWh, dok su ugovori za 25. nedelju bili oko 118 €/MWh. Julska bazna energija ostala je stabilna na oko 125,50 €/MWh, što ukazuje da trgovci i dalje očekuju napetije letnje uslove.
Komoditni signali bili su mešoviti: gas na austrijskom CEGH tržištu oko 48,5 €/MWh, EUA emisije oko 79 €/t, dok je ugalj (API2) prešao 130 $/t, što dodatno pritiska troškove termo proizvodnje.
Za Srbiju, SEEPEX je ostao čvrsto usklađen sa Rumunijom, Bugarskom i Mađarskom, potvrđujući sve veću integraciju sa regionalnim tržišnim fundamentima.
Pažnja tržišta je takođe usmerena na planiranu gasnu elektranu u Nišu koju razvijaju EPS i SOCAR, kapaciteta do 500 MW, koja bi mogla povećati fleksibilnost sistema u uslovima rasta obnovljivih izvora.
Dodatno, industrija prati i regulatorne promene u vezi sa priključenjem OIE, gde je više od 1,15 GW projekata potencijalno izloženo kašnjenjima.
U narednom periodu, stabilne temperature početkom juna smanjuju kratkoročni rizik potražnje, ali se i dalje prati održavanje na TurkStreamu, hidrologija i punjenje skladišta gasa kao ključni faktori volatilnosti.
Ukupna slika tržišta ostaje jedna od dovoljne ponude i jake regionalne povezanosti, pri čemu termo proizvodnja ponovo dobija značaj nakon pada solara, ali bez narušavanja stabilnih operativnih margina u regionu.
