Dan unapred (day-ahead) tržišta električne energije širom Jugoistočne Evrope (SEE) 28. maja zabeležila su snažan rast cena, ali region više ne trguje kao jedinstven sinhronizovan blok. Centralnoevropski čvorišta povezana sa uvozom naglo su porasla zbog smanjenih uvoza i pada proizvodnje vetra, dok su Grčka, Bugarska i Albanija ostale znatno slabije usled jače solarne proizvodnje i manjeg balansnog pritiska.
Mađarski HUPX zatvorio je trgovanje na €118,22/MWh, uz rast od €3,5/MWh u odnosu na prethodni dan, dok je slovenački BSP skočio na €116,29/MWh, a hrvatski CROPEX na €116,19/MWh. Srpski SEEPEX odstupio je naniže na €109,42/MWh, uz pad od €7,7/MWh, dok je grčki HENEX pao na €89,64/MWh, a bugarski IBEX na €94,67/MWh. Italija je ostala premijum tržište na €131,30/MWh, održavajući snažnu ekonomiju izvoza ka jugu za trgovce i snabdevače.
Najvažniji strukturni pokretač bio je kolaps regionalne proizvodnje vetra. Prognozirana proizvodnja vetra pala je za oko 1.240 MW u odnosu na prethodni dan, na svega 1.953 MW, što predstavlja jedan od najizraženijih padova obnovljivih izvora u nedelji. Istovremeno je i solarna proizvodnja blago oslabila za oko 200 MW, što je primoralo sistem da se balansira kroz termoelektrane i uvoz.
Proizvodnja iz uglja porasla je za 358 MW, dok je gasna proizvodnja porasla za dodatnih 260 MW, potvrđujući povratak termalne marginalnosti u regionu.
Uprkos slabijoj obnovljivoj proizvodnji, ukupni uvozi u regionu su zapravo naglo pali. Neto uvoz spustio se na svega 526 MW, što je pad od više od 1.000 MW dnevno, dok su CORE uvozi iz Austrije i Slovačke pali za čak 1.460 MW.
Ovo objašnjava zašto su centralnoevropska tržišta porasla snažnije od jugoistočnih. Mađarski spread u odnosu na Nemačku suzio se na -€4,10/MWh, što odražava smanjen dotok jeftine nemačke obnovljive energije u region.
Intraday profili pokazali su i dalje duboke solarne padove cena tokom dana, ali i izuzetno oštre večernje skokove. HUPX je u večernjem satu H21 dostigao skoro €350/MWh, dok je BSP u Sloveniji kratkotrajno približio €394/MWh, što pokazuje koliko brzo nestaje likvidnost kada solarni doprinos opadne, a vetar zakaže.
Ovakva dinamika nastavlja da menja ekonomiju baterijskih sistema širom SEE. Tržišta sve više monetizuju večernju fleksibilnost umesto same bazne proizvodnje. Razlika između niskih dnevnih i visokih večernjih cena ostaje strukturno povoljna za solarne portfelje sa baterijama, naročito u Bugarskoj, Rumuniji, Sloveniji i Hrvatskoj.
Bugarska je najjasniji primer ove tranzicije. Novo puštena solarna elektrana Tenevo (242 MW) ušla je u pun rad zajedno sa prvom fazom velikog baterijskog sistema. Kada bude završena, skladišni kapacitet projekta trebalo bi da dostigne 311 MW / 772,5 MWh, što ga čini jednim od najvećih hibridnih energetskih sistema u regionu.
Rumunija ide sličnim putem kroz integraciju hidro, solarne i baterijske infrastrukture. Hidroelectrica najavila je plan za 90 MW plutajuće solarne energije na akumulacijama Donjeg Olt-a, uz dodatnih 200 MW / 800 MWh baterijskog skladištenja.
Model sve više pokazuje regionalni pomak ka hibridnim aktivama koje ne zavise samo od prodaje energije, već od hvatanja tržišne volatilnosti.
Srpsko tržište se takođe razvija izvan klasične strukture potrošnje. Operator EMS primio je prve zahteve u okviru novog „aktivni kupac“ modela od kompanija HBIS Serbia i Linglong, koje planiraju sopstvenu solarnu proizvodnju direktno povezanu na prenosni sistem.
HBIS planira solarnu elektranu od 63 MW u Smederevu, dok Linglong cilja 39,9 MW u Zrenjaninu.
Ovo je važno jer industrijski potrošači postaju istovremeno i proizvođači, i potencijalni učesnici na tržištu električne energije. Granica između potrošnje i proizvodnje se briše, posebno pod pritiskom CBAM-a i potrebe za niskougljeničnim snabdevanjem.
Za banke i investitore, dnevna volatilnost postaje jednako važna kao i godišnji proseci. Tržište se transformiše u sistem u kojem fleksibilnost, balansiranje, SCADA vidljivost, skladištenje i pozicioniranje na mreži direktno utiču na bankabilnost projekata.
Gasna tržišta su ostala relativno stabilna uprkos geopolitičkim rizicima. Austrijski CEGH front-month gas trgovao je oko €47,48/MWh, dok su EUA karbon dozvole ostale visoke na oko €78,72/tCO₂.
Ovo i dalje podržava gas u odnosu na ugalj u pojedinim tržištima, iako se u određenim momentima ugalj vraća u sistem zbog slabije obnovljive proizvodnje.
Hidrologija ostaje stabilizujući faktor. Protok Dunava oko 6.636 m³/s podržava regionalnu hidro proizvodnju, iako dnevne promene u proizvodnji ostaju ograničene.
Trgovački tokovi pokazuju da Grčka i dalje funkcioniše kao glavni „balansni apsorber“ regiona, dok Mađarska ostaje ključni tranzitni čvor ka Centralnoj Evropi. Srbija je i dalje strukturno vezana za uvoz iz Mađarske i Bosne tokom večernjih sati viših cena, iako SEEPEX u proseku ostaje slabiji u odnosu na susedne hubove.
Opšti tržišni signal u SEE postaje sve jasniji: volatilnost više nije prolazna pojava povezana sa obnovljivima — ona postaje centralna strukturna karakteristika tržišta električne energije u regionu.
