SEE (Jugoistočna Evropa) elektroenergetski kompleks otvorio je nedelju snažnim oporavkom spot cena na gotovo svim glavnim regionalnim berzama, preokrenuvši blažu vikend strukturu i ponovo uvodeći zategnute, termo-dominirane cenovne uslove širom Centralne i Jugoistočne Evrope. HUPX day-ahead cena skočila je na 138,68 €/MWh, dok je rumunski OPCOM dostigao 139,51 €/MWh, a bugarski IBEX porastao na 136,34 €/MWh, pri čemu je većina tržišta zabeležila dnevni rast od preko 35–42 €/MWh. Grčka je ostala strukturno „decouplovana“ na nižoj strani sa 97,12 €/MWh, podržana jačom solarnom dostupnošću i manjom regionalnom zategnutošću.
Najnoviji regionalni potez bio je rezultat kombinacije pada proizvodnje iz vetra, nižeg doprinosa hidroenergije, pritiska na nuklearne kapacitete i naglog rasta večernjih peak cena. Regionalna potrošnja porasla je na 28,1 GW, dok je ukupna SEE proizvodnja pala na 21,7 GW, što je region gurnulo u neto uvoznu poziciju od oko 2,16 GW. Proizvodnja iz hidroelektrana smanjena je za 615 MW, dok je proizvodnja vetra pala za 725 MW, što je jedan od ključnih razloga naglog zatezanja u balansnim uslovima.
Struktura proizvodnje pokazuje koliko je SEE tržište i dalje ranjivo tokom perioda obnovljive volatilnosti. Hidro je činila svega 22% energetskog miksa, dok je vetar učestvovao sa samo 3%, primoravajući ugalj i gas da ponovo postanu marginalni cenovni formatori. Proizvodnja iz uglja porasla je za 156 MW, dok je gas ostao povišen na 3,49 GW. Solar je porastao za 331 MW, ali dnevna solarna snaga nije bila dovoljna da nadomesti nagli večernji scarcity premium koji se pojavio širom krivih.
Satne krive potvrdile su povratak klasičnog termo stres cenovnog režima. HUPX večernji sati ponovo su trgovani na ili iznad 200 €/MWh, sa dnevnim maksimumom od 200,9 €/MWh. Rumunski OPCOM je dostigao još viši vrh od 212,2 €/MWh, dok je bugarski maksimum bio oko 177,6 €/MWh. Tokom istog dana, minimalne cene ostale su blizu nule u podnevnim solarnim satima, što pokazuje sve ekstremniji intraday spread koji nastaje usled rasta obnovljivih izvora bez dovoljno skladišta.
Struktura uvoza pokazala je ponovo izraženu zavisnost sever–jug. Uvoz iz Austrije i Slovačke ka Mađarskoj i SEE regionu ostao je veoma visok na oko 1,9 GW, dok je Italija nastavila da apsorbuje višak regionalnog izvoza. Grčka je ostala neto uvoznik sa približno 1,29 GW, dok je Mađarska takođe zadržala visoku uvoznu zavisnost.
Nekoliko strukturnih promena na strani ponude dodatno je pojačalo bullish sentiment.
Bugarska nuklearna elektrana Kozloduj započela je pripreme za planirani remont bloka 5, sa gašenjem od 9. maja do sredine juna. Ova pauza uklanja jedan od ključnih regionalnih baznih izvora energije u periodu već povišene volatilnosti. Program uključuje i punjenje reaktora Westinghouse gorivom, u okviru strateške diversifikacije od ruskog nuklearnog goriva.
Rumunija je istovremeno produžila zastoj bloka Cernavodă 2 nakon tehničkog kvara transformatora, što je dodatno smanjilo nuklearnu dostupnost. Paralelno, blok 1 ulazi u planirani remont, što dodatno smanjuje izvozni kapacitet Rumunije.
Slovenačka nuklearna elektrana Krško takođe je prijavila smanjen izvozni kapacitet zbog niskog vodostaja reke Save i ograničenja hlađenja. Iako reaktor radi punom snagom, izvoz je pao na oko 690 MW, u odnosu na standardnih preko 700 MW, što ukazuje na rastući klimatski uticaj na termalnu i nuklearnu infrastrukturu.
Meteorološki faktori dodatno pojačavaju pritisak. Prognoze ukazuju na pad temperatura širom SEE i Mađarske nakon 11. maja, posebno u Sloveniji, Hrvatskoj, Bugarskoj i Rumuniji, što može održati višu termalnu potražnju, uz neizvesnu stabilizaciju vetra.
Forward tržišta su takođe odražavala zategnutiju strukturu. Mađarski Week-20 futures porastao je na 126 €/MWh, dok je Week-21 dostigao 124,5 €/MWh. EUA CO₂ dozvole (Dec-26) ojačale su na oko 80 €/t, održavajući pritisak na ugljeničnu i lignitnu proizvodnju širom SEE.
Gas tržišta ostala su relativno stabilna uprkos geopolitičkoj neizvesnosti. Austrijski CEGH gas trgovao se oko 45,5 €/MWh, dok Turska vodi pregovore sa Alžirom o proširenju LNG uvoza sa 4,4 bcm/god na potencijalnih 6–6,5 bcm/god, uz mogućnost tranzita ka jugoistočnoj Evropi preko Bugarske.
Investicioni momentum u obnovljive izvore i dalje je snažan.
Severna Makedonija potvrdila je da solarni kapaciteti dostižu 962,6 MW, čime je solar postao druga najveća tehnologija u zemlji. Proizvodnja iz solara porasla je za 27,7%, a obnovljivi izvori sada čine 46,4% nacionalnog miksa. Istovremeno raste i razvoj baterijskih sistema za skladištenje.
Crna Gora je pokrenula probni rad vetroparka Gvozd vrednog 82 miliona evra kod Nikšića, koji će proizvoditi oko 150 GWh godišnje i snabdevati približno 25.000 domaćinstava. Projekat je finansiran od strane EBRD i predstavlja važan korak u ubrzanju obnovljive infrastrukture na Zapadnom Balkanu.
Međutim, trenutna struktura tržišta sve jasnije pokazuje da sama ekspanzija obnovljivih izvora više nije dovoljna za stabilizaciju SEE sistema. Širenje razlike između podnevnih i večernjih cena, rast zavisnosti od uvoza, pritisak na nuklearne kapacitete i volatilna hidro proizvodnja ubrzavaju strateški značaj baterijskog skladištenja, fleksibilnog gasa, jačanja interkonekcija i modernizacije balansnih tržišta.
Bez značajnog razvoja fleksibilne infrastrukture, SEE tržište rizikuje ulazak u fazu strukturno veće volatilnosti, gde visoka penetracija obnovljivih izvora koegzistira sa sve ekstremnijim intraday cenovnim skokovima, posebno tokom slabog vetra i ograničene hidro dostupnosti.
