Tržišta električne energije u Jugoistočnoj Evropi (SEE) su tokom 17. nedelje (20–26. april) zabeležila snažan pad, prateći širu evropsku korekciju izazvanu visokom proizvodnjom iz obnovljivih izvora i slabijom potražnjom, dok su tržišta gasa ojačala zbog obnovljenih geopolitičkih rizika, što je postavilo viši cenovni pod za forward električne energije.
Cene za naredni dan (day-ahead) širom regiona pale su dvocifreno, pri čemu su najizraženije korekcije zabeležene u Hrvatskoj i Mađarskoj, gde su nedeljni proseci pali na 72,92 €/MWh (-30,3%) i 80,31 €/MWh (-27,3%). Rumunija i Bugarska su sledile sa padom na 86,99 €/MWh (-17,5%) i 81,82 €/MWh (-16,8%), dok je Grčka pala na 78,61 €/MWh (-16,2%). Srbija je imala umereniji pad na 80,41 €/MWh (-11,6%), što odražava relativno zategnutije sistemske uslove. Italija je ostala regionalno premijum tržište na 109,12 €/MWh, uprkos nedeljnom padu.
Korekcija je pratila dešavanja na ključnim evropskim tržištima, gde su cene padale još agresivnije, predvođene Nemačkom, Češkom i Slovačkom sa padovima preko 40%, dok je Francuska zabeležila kolaps na 7,62 €/MWh (-89,3%), što ukazuje na ekstremne uslove prekomerne ponude usled visoke nuklearne i OIE proizvodnje. Iberijska tržišta ostala su relativno stabilna oko 50 €/MWh, što pokazuje nastavak regionalne decoupling dinamike u Evropi.
Uprkos nedeljnom padu, rani indikatori za 18. nedelju ukazuju na novi uzlazni pritisak. Day-ahead cene su se 28. aprila oporavile širom SEE regiona, u rasponu od 97,01 €/MWh u Grčkoj do 112,66 €/MWh u Mađarskoj, što potvrđuje i dalje prisutnu volatilnost i odsustvo stabilnog silaznog trenda.
Na strani potražnje, potrošnja električne energije u SEE regionu pala je za -2,6% nedeljno, čime je prekinut prethodni rast. Italija i Turska predvodile su pad sa kontrakcijama od -4,1% i -3,9%, dok je Mađarska takođe zabeležila pad od -4,1%. Nasuprot tome, Rumunija i Grčka ostvarile su rast od +6,5% i +3,2%, što ukazuje na lokalizovane oporavke vezane za vremenske uslove i kratkoročne ekonomske faktore.
Na strani ponude dominirao je snažan pad proizvodnje iz vetra. Ukupna proizvodnja varijabilnih OIE u SEE pala je za -11,3%, vođena kolapsom vetra od -29,3%, dok je solarna proizvodnja porasla za +8,8%, delimično kompenzujući pad. Najveći pad vetra zabeležen je u Turskoj (-40,4%), Hrvatskoj (-22,9%) i Grčkoj (-16,3%), što dodatno naglašava izloženost sistema vremenskoj volatilnosti.
Hidro proizvodnja ostala je relativno stabilna sa padom od -1,5%, ali su nacionalni trendovi bili vrlo različiti. Hrvatska je zabeležila snažan rast od +145,2%, dok su Srbija, Bugarska i Rumunija imale padove od -23,4%, -27,4% i -9,8%. Termalna proizvodnja je pala za -6,4%, vođena padom gasne proizvodnje od -14,3%, dok je proizvodnja iz uglja porasla za +3,3%, što ukazuje na nastavak fuel switch reakcije na gasne cene.
Prekogranični tokovi su značajno porasli tokom nedelje, pri čemu je neto uvoz regiona skočio za +39,7%. Grčka i Rumunija su prešle iz neto izvoznika u neto uvoznike, dok je Srbija dodatno povećala uvozni deficit. Italija je ostala dominantni neto uvoznik, dok je Hrvatska ojačala svoju izvoznu poziciju, a suficit Mađarske se smanjio.
Likvidnost tržišta ostala je visoko koncentrisana. Nedeljni obim trgovanja dostigao je 20.340 GWh u Italiji, daleko ispred ostalih tržišta, zatim 3.560 GWh u Grčkoj, 2.450 GWh u Bugarskoj i 2.260 GWh u Mađarskoj. Srbija je i dalje imala nisku likvidnost sa samo 110 GWh trgovine tokom nedelje, što ukazuje na strukturna ograničenja u formiranju regionalnih cena.
Na gasnim tržištima, TTF front-month futures su nastavili rast početkom nedelje pre stabilizacije. Cene su porasle sa 40,29 €/MWh na maksimum od 44,86 €/MWh, sa nedeljnim prosekom od 43,03 €/MWh, što predstavlja +1,3% nedeljni rast. Do 27. aprila cene su blago pale na 44,65 €/MWh, što ukazuje na konsolidaciju u zoni srednjih 40 €/MWh.
Rast je bio vođen obnovljenom geopolitičkom neizvesnošću vezanom za pregovore SAD–Iran i tenzijama u oblasti Hormuškog moreuza. Poremećaji LNG tokova već su promenili globalni gasni bilans, uz procene kumulativnog gubitka od oko 120 bcm LNG ponude između 2026. i 2030. godine, što odgovara oko 15% očekivanog globalnog rasta ponude. Ovo je odložilo očekivano opuštanje tržišta za do dve godine i učvrstilo gas kao ključni faktor u formiranju evropskih cena električne energije.
LNG tokovi ka Evropi pokazali su mešovitu sliku. Grčka je zabeležila rast LNG uvoza od +22% na 663,83 GWh, dok je Italija ostala dominantna ulazna tačka sa 4.334,7 GWh. Nasuprot tome, Hrvatska je imala snažan pad od -60,8%, što naglašava volatilnost korišćenja regionalne LNG infrastrukture.
Interakcija između slabije OIE proizvodnje, promena prekograničnih tokova i jačanja cena gasa ukazuje da, iako kratkoročne korekcije cena ostaju moguće, šira tržišna struktura i dalje podržava povišene cenovne nivoe i visoku volatilnost na SEE tržištima električne energije.
