Tržišta električne energije u jugoistočnoj Evropi započela su novu trgovačku nedelju snažnim oporavkom cena na dan unapred (day-ahead) tržištima u ponedeljak, nakon povratka industrijske potrošnje posle vikenda, povećanja regionalne potrošnje električne energije za gotovo 3 GW, kao i povlačenja proizvodnje iz obnovljivih izvora sa nedeljnih maksimuma. Ovaj oporavak podigao je većinu regionalnih referentnih cena ponovo iznad 100 €/MWh, pri čemu je Mađarska još jednom zauzela poziciju cenovnog lidera u Centralnoj i jugoistočnoj Evropi.
Mađarski HUPX day-ahead ugovor zaključen je na 116,19 €/MWh, što je rast od više od 71 €/MWh u odnosu na nedelju, dok je rumunsko tržište OPCOM zatvoreno na 115,19 €/MWh. Hrvatska je dostigla 111,07 €/MWh, Slovenija je trgovala na 109,70 €/MWh, a Bugarska na 104,37 €/MWh. Srpsko tržište SEEPEX ostalo je relativno niže, na 88,14 €/MWh, dok je Albanija nastavila da ima koristi od obilne hidroenergije i zatvorila na svega 56,86 €/MWh.
Povratak industrijske aktivnosti tokom radnih dana bio je ključni pokretač tržišta. Regionalna potrošnja porasla je na 28,5 GW, što je oko 3 GW više nego u nedelju, dok je ukupna proizvodnja pala za oko 1,7 GW, čime je dodatno pooštrena ravnoteža ponude i potrošnje u povezanoj SEE regiji.
Proizvodnja iz hidroelektrana pala je za približno 500 MW, dok je solarna proizvodnja smanjena za gotovo 850 MW zbog nepovoljnijih vremenskih uslova u odnosu na vikend. Proizvodnja iz vetra ostala je niska na svega 582 MW, bez značajnijeg ublažavanja večernjeg vršnog opterećenja. Nuklearna proizvodnja blago je porasla na 4,1 GW, delimično kompenzujući pad obnovljivih izvora.
Miks proizvodnje i dalje pokazuje rastuću diverzifikaciju elektroenergetskog sistema jugoistočne Evrope. Hidroenergija je ostala najveći pojedinačni izvor sa 5,35 GW, zatim ugalj sa 4,56 GW, solarna energija sa 4,58 GW, nuklearna sa 4,12 GW, dok je gasna proizvodnja iznosila 2,98 GW. Međutim, pad solarne i hidro proizvodnje značajno je povećao marginalnu vrednost termoelektrana u večernjim satima.
Intraday krive cena pokazale su uobičajen obrazac na većini regionalnih berzi. Solarna proizvodnja i dalje je pritiskala cene tokom podneva, ali su one naglo rasle nakon zalaska sunca. Mađarski večernji vrh dostigao je oko 235 €/MWh, dok su slični skokovi zabeleženi i u Rumuniji, Hrvatskoj, Sloveniji i Grčkoj, kako je solarna proizvodnja nestajala, a termo kapaciteti postajali ključni za balansiranje sistema.
Prekogranični tokovi električne energije pokazali su nastavak važnosti regionalne interkonekcije. Rumunija je ostala značajan izvoznik prema Mađarskoj, dok su Slovenija i Hrvatska nastavile da isporučuju električnu energiju ka Italiji, gde je strukturalna potreba za uvozom održavala više cenovne nivoe. Komercijalni podaci pokazali su stabilan izvoz iz Slovenije ka Italiji od više od 500 MW, što potvrđuje značaj jadranskog koridora za regionalno balansiranje sistema.
Srbija je zadržala poziciju jednog od konkurentnije cenjenih tržišta u regionu. SEEPEX obračun na 88,14 €/MWh stavio je Srbiju na nivo više od 25 €/MWh niže u odnosu na Mađarsku i Rumuniju. Dobra dostupnost termo i hidro kapaciteta ograničila je potrebu za uvozom i učvrstila ulogu Srbije kao balansnog tržišta i tranzitnog pravca između Centralne Evrope i Zapadnog Balkana.
Regionalni fundamenti dodatno su podržani poboljšanim hidrološkim uslovima. Protok reke Dunav porastao je na oko 6.043 m³/s, što je znatno iznad nedavnih minimuma i povoljno za hidro proizvodnju u Srbiji, Rumuniji i nizvodnim balkanskim sistemima. Poboljšana hidrologija i dalje ublažava rizike rasta cena uprkos jačanju sezonske potrošnje.
Terminski (forward) tržišni signali ipak pokazuju oprezniju sliku u odnosu na spot trgovanje. Mađarski ugovori za 24. nedelju trgovali su se oko 113 €/MWh, dok su slični nemački proizvodi ostali blizu 107 €/MWh, što ostavlja premiju od oko 6–7 €/MWh za isporuke u Centralnoj i jugoistočnoj Evropi. Ograničen rast forward cena sugeriše da tržišni učesnici i dalje očekuju snažnu proizvodnju iz obnovljivih izvora i poboljšane hidro uslove koji će ograničiti dugotrajniji rast cena tokom juna.
Tržišta gasa i ugljenika nisu pružila dodatnu podršku rastu cena. Austrijski CEGH gas futures ostali su blizu 50 €/MWh, dok su EU emisijske dozvole trgovane oko 76,9 €/tCO₂, nastavljajući nedavni pad troškova emisija. Niže cene ugljenika poboljšavaju konkurentnost termoelektrana u Srbiji, Bugarskoj i Rumuniji, smanjujući marginalne troškove proizvodnje.
Vremenske prognoze pokazuju porast temperatura u većem delu jugoistočne Evrope u narednim danima. U Srbiji se očekuje oko 24°C, dok će Grčka i Crna Gora ostati blizu 26°C, što povećava potrošnju za hlađenje i dodatno opterećuje elektroenergetske sisteme u popodnevnim i večernjim vršnim satima.
Sa aspekta trgovanja, regionalno tržište i dalje karakterišu izražene večernje cenovne oskudice, rastući sever-jug cenovni razmaci i sve veća zavisnost od prekograničnih tokova balansiranja. Iako poboljšana hidrologija i pad cena ugljenika deluju u pravcu smanjenja cena, kombinacija oporavka potrošnje, slabije proizvodnje vetra i i dalje prisutnih ograničenja prenosa podržava čvršću tržišnu strukturu kako se približava letnja sezona.
