SEE tržišta električne energije zabeležila su snažan rast u 19. nedelji, pri čemu se regionalna cenovna struktura ponovo vratila iznad nivoa od 100 €/MWh na gotovo svim tržištima osim u Turskoj. Rast cena izazvala je klasična kombinacija zatezanja tržišta: niža proizvodnja iz vetra, veća potrošnja, snažniji angažman termoelektrana i povećane premije rizika za CO₂ i prirodni gas, povezane sa geopolitičkim tenzijama oko Ormuskog moreuza.
Italija je ostala najskuplje SEE tržište sa prosečnom cenom od 131,47 €/MWh, a sledile su Rumunija sa 123,34 €/MWh, Mađarska sa 122,62 €/MWh, Hrvatska sa 117,37 €/MWh, Bugarska sa 111,41 €/MWh, Srbija sa 111,36 €/MWh i Grčka sa 106,30 €/MWh. Nedeljna cena u Srbiji porasla je za 29,25%, ali su još snažniji rast zabeležile Mađarska, Hrvatska, Bugarska i Rumunija, što pokazuje da se zategnutost tržišta iz centralne Evrope direktno prelila na SEE cenovni nivo. Turska je ostala strukturno odvojena sa cenom od 16,14 €/MWh, uprkos veoma velikom procentualnom rastu.
Potrošnja električne energije porasla je za 4,34% na nedeljnom nivou, dostigavši ukupno 15.191 GWh, predvođena Italijom i Turskom. Italija je povećala potrošnju za 416,3 GWh, a Turska za 253,6 GWh, dok je potrošnja u Srbiji pala za 3,12%, što delimično objašnjava zašto je rast cena u Srbiji bio manje agresivan nego na susednim tržištima.
Ključni pokretač tržišta bio je pad proizvodnje iz obnovljivih izvora energije. Proizvodnja iz varijabilnih OIE smanjena je za 19,0%, na ukupno 2.808,6 GWh, dok je proizvodnja iz vetra pala za čak 32,9%. Sama Turska izgubila je više od 420 GWh proizvodnje iz vetroelektrana, dok su Hrvatska i Grčka takođe zabeležile značajne padove. Solarna proizvodnja bila je stabilnija i smanjena je za svega 6,0%, ali je i taj pad bio dovoljan da poveća rezidualnu tražnju za termoelektranama širom regiona.
Termo proizvodnja snažno je odgovorila na manjak obnovljivih izvora, porastavši za 39,2%, na ukupno 4.835,9 GWh. Proizvodnja iz gasnih elektrana skočila je za 66,6%, dok su proizvodnja iz uglja i lignita porasle za 11,1%. To predstavlja centralni tržišni signal ove nedelje: SEE cene nisu bile vođene samo rastom potrošnje, već sve više i dispečiranjem gasnih elektrana. Italija i Turska nosile su najveći deo tog povećanja, dok su se Grčka i Mađarska takođe više oslanjale na gas. Srbija je imala drugačiju dinamiku, sa nižom termo proizvodnjom i oštrim padom proizvodnje iz gasnih elektrana, ali je uprkos tome povećala uvoz električne energije.
Prekogranična trgovina pokazala je umereno zatezanje tržišta. Neto uvoz SEE regiona smanjen je za 4,6%, na 1.036,6 GWh, ali se uvozna pozicija Srbije više nego udvostručila, dok je neto uvoz Rumunije skočio za čak 216,0%. Grčka i Bugarska dodatno su ojačale izvozne pozicije, uz podršku konvencionalne proizvodnje i regionalnih cenovnih razlika.
Tržište gasa bilo je manje usmereno, ali i dalje opterećeno premijama rizika. TTF fjučersi prosečno su iznosili 45,34 €/MWh, gotovo bez promene u odnosu na prethodnu nedelju, ali je tržište ostalo izloženo rizicima sa Bliskog istoka, neizvesnosti oko LNG ruta i sporijem punjenju evropskih skladišta gasa. Ubrizgavanje gasa u skladišta EU trenutno je oko 20% niže nego prošle godine, dok su zalihe približno 25% ispod petogodišnjeg proseka, što rizik od nedovoljnog popunjavanja skladišta čini važnim faktorom podrške terminskim cenama.
Za trgovačke timove, ova nedelja potvrđuje da SEE region ulazi u volatilniji obrazac ranog leta: slabija proizvodnja iz vetra može veoma brzo podići cene iznad 100 €/MWh, gas ostaje marginalni pokretač tržišta, a pozicija Srbije ostaje osetljiva na uvoz čak i kada domaća potrošnja opada. Za proizvođače električne energije cenovni signal značajno je poboljšan, dok je za snabdevače i industrijske kupce ova nedelja dodatno naglasila značaj hedžing strategija pre nego što letnja potrošnja za hlađenje i rizici vezani za skladištenje gasa postanu još izraženiji.
