Trgovci električnom energijom u jugoistočnoj Evropi verovatno će u narednim sesijama posebno pratiti Rumuniju, Mađarsku i Srbiju, nakon što je 27. nedelja pokazala jasno zatezanje tržišnih uslova širom regiona. Veća potražnja za električnom energijom, slabija proizvodnja iz obnovljivih izvora, niža hidroproizvodnja i rastuće potrebe za uvozom kombinovali su se i podržali više veleprodajne cene električne energije, stvarajući povoljnije uslove za trgovanje.
Rumunija i Mađarska ostale su najskuplja tržišta električne energije u regionu tokom nedelje od 29. juna do 5. jula, sa prosečnim cenama električne energije za dan unapred od 164,31 EUR/MWh i 162,04 EUR/MWh, respektivno. Hrvatska je bila sledeća sa 142,57 EUR/MWh, dok je Srbija zabeležila jedan od najsnažnijih nedeljnih rasta, sa prosečnom cenom koja je porasla za 26,3%, na 139,93 EUR/MWh.
Srbija je predstavljala najjasniji kratkoročni signal za trgovanje, nakon što je iz gotovo neutralne neto uvozne pozicije od 7 GWh u 26. nedelji prešla na 90 GWh neto uvoza u 27. nedelji. Rast uvoza poklopio se sa značajnim padom termo proizvodnje usled odsustva proizvodnje iz lignita tokom nedelje, zbog čega je zemlja postala zavisnija od regionalnog uvoza električne energije i raspoloživosti prekograničnih kapaciteta.
Zbog toga je koridor Rumunija–Mađarska–Srbija–Hrvatska postao ključna tačka interesovanja za trgovce, jer se na ovom području preklapaju visoke cene električne energije, povećana potreba za uvozom i ograničenija domaća ponuda. Ovi faktori i dalje podržavaju pozitivan tržišni pogled na regionalna tržišta električne energije, posebno tokom perioda pojačanog opterećenja sistema.
Iako su Grčka i Bugarska ostale najjeftinija tržišta u jugoistočnoj Evropi, sa prosečnim cenama od 112,81 EUR/MWh i 114,61 EUR/MWh, respektivno, cene u obe zemlje i dalje su se nalazile iznad nivoa od 100 EUR/MWh. Italija je bila jedino veliko regionalno tržište koje je zabeležilo pad cena, sa prosečnom vrednošću nižom za 6,8%, na 134,85 EUR/MWh.
Sa aspekta trgovanja, najveći potencijal i dalje se nalazi u večernjim vršnim satima, a ne u baznim proizvodima električne energije. Tržišni podaci ukazuju da period između 19:00 i 22:00 časa predstavlja glavni stresni prozor, kada solarna proizvodnja brzo opada, a elektroenergetski sistemi postaju sve zavisniji od raspoloživosti termoelektrana i uvoza električne energije.
Prekogranični tokovi električne energije dodatno potvrđuju trend zatezanja tržišta. Ukupan neto uvoz električne energije u jugoistočnoj Evropi povećan je za 28,2%, sa 972 GWh na 1,25 TWh. Neto uvoz Mađarske porastao je za 157,9%, na 202 GWh, uvoz Rumunije povećan je za 44,8%, na 194 GWh, dok su potrebe Srbije za uvozom značajno porasle. Istovremeno, Grčka, Bugarska i Turska ostale su neto izvoznici, ali su njihovi izvozni viškovi tokom nedelje smanjeni.
Prirodni gas i dalje predstavlja važan signal za trgovce električnom energijom. TTF fjučersi za prirodni gas prosečno su iznosili 43,59 EUR/MWh, što predstavlja rast od 5,5% u odnosu na prethodnu nedelju, dok su do kraja posmatranog perioda premašili nivo od 45 EUR/MWh. Jednomesečni TTF ugovor trgovao se oko nivoa od 49,045 EUR/MWh u trenutku zaključenja izveštaja. U kombinaciji sa rastom termo proizvodnje u jugoistočnoj Evropi od 6,5% na nedeljnom nivou, snažnije cene gasa mogu dodatno povećati rizik od viših cena električne energije tokom vršnih sati.
U narednom periodu trgovci bi trebalo da nastave da prate razlike u cenama između Rumunije, Mađarske, Srbije i Hrvatske, zajedno sa večernjim vršnim cenama, prekograničnim tokovima električne energije, kretanjem cena gasa na tržištima TTF i THE, kao i kratkoročnim promenama u proizvodnji iz vetra i hidroelektrana.
Ukoliko hladnije vreme, snažnija proizvodnja iz obnovljivih izvora, bolja hidrološka situacija ili oporavak srpske termo proizvodnje ne smanje zavisnost od uvoza, kratkoročni izgledi za cene električne energije u vršnim periodima u jugoistočnoj Evropi ostaju povoljni za više nivoe cena.
