Jugoistočna Evropa ušla je u poslednju nedelju maja sa jasnom podelom između slabijih cena električne energije u Centralnoj Evropi i na Balkanu, i jačih cenovnih nivoa u Italiji i Srbiji na drugoj strani. Regionalni obrazac nije bio ujednačen: većina tržišta oslabila je usled bolje dostupnosti obnovljivih izvora i niže potražnje, dok su Italija i Srbija beležile rast, čime je dodatno povećana cenovna disperzija u regionu. Nedeljni raspon prosečnih cena bio je izuzetno širok — od 4,03 €/MWh u Turskoj do 123,58 €/MWh u Italiji. Grčka je ostala relativno stabilna na 86,77 €/MWh, uz pad od 0,7% na nedeljnom nivou, dok su Bugarska pala 11,3%, Rumunija 5,1%, Hrvatska 5,5%, a Mađarska 3,6%. Srbija je bila glavni izuzetak na strani rasta, sa nedeljnim prosekom koji je skočio 30,1% na 105,71 €/MWh. Turska je predstavljala ekstremni outlier, sa kolapsom cena od preko 73% na svega 4,03 €/MWh, što ukazuje na veoma visoku domaću dostupnost obnovljivih izvora, niskotrošnu proizvodnju i slabiju potražnju, navodi Electricity.Trade.
Italija je ostala premijum tržište u regionu, sa prosečnom cenom koja je porasla 6,3% na 123,58 €/MWh, podržana slabijom proizvodnjom vetra i većom proizvodnjom iz termoelektrana. Rast Srbije na 105,71 €/MWh svrstao ju je među skuplja SEE tržišta, uprkos uglavnom stabilnom nivou uvoza. Dnevni grafikon cena iz izveštaja pokazuje da je većina tržišta dostigla vrhunac oko utorka i srede, 27–28. maja, dok su najniže cene uglavnom zabeležene u ponedeljak, 25. maja. Do 3. juna, cene za naredni dan širom Jugoistočne Evrope ponovo su bile u rastu, u rasponu od 85,72 €/MWh u Grčkoj do 118,10 €/MWh u Sloveniji, što sugeriše da je slabiji balans iz nedelje 22 već počeo da se zateže početkom naredne nedelje.
Bilans potražnje i proizvodnje
Regionalna potražnja za električnom energijom pala je naglo na papiru, za 5,9% na nedeljnom nivou — sa 14,9 TWh na 14,0 TWh — ali je ovaj pad u velikoj meri bio izobličen zbog Turske. Turska potražnja je pala 21,7%, što je ekvivalent 1,38 TWh i predstavlja više od celokupnog regionalnog pada. Ako se Turska izuzme, potražnja u Jugoistočnoj Evropi bila je uglavnom stabilna, pri čemu je Italija zabeležila rast od 10,8% (+505 GWh), Grčka 3,8%, a Hrvatska 6,2%. Rumunija, Bugarska, Srbija i Mađarska imali su blage padove. To znači da slabost cena u regionu van Italije i Srbije nije bila posledica opšteg pada ekonomske potražnje, već kombinacije obnovljivih izvora, hidroloških uslova, prekograničnih tokova i strukture proizvodnog miksa.
Varijabilna proizvodnja iz obnovljivih izvora oslabila je ukupno, za 10,1%, sa 3,74 TWh na 3,36 TWh, zbog slabijeg učinka vetra u regionu. Proizvodnja vetra pala je 30,0% (–532 GWh), pri čemu su najveći padovi zabeleženi u Italiji, Turskoj i Rumuniji. Solarna proizvodnja je, suprotno tome, porasla 7,8% (+153 GWh), uz snažne skokove u Bugarskoj, Rumuniji i Grčkoj. Bugarska je povećala ukupnu varijabilnu OIE proizvodnju za 44,0%, gotovo u potpunosti zahvaljujući solaru, dok je Grčka povećala ukupnu proizvodnju iz varijabilnih obnovljivih izvora za 9,3% na 653 GWh. Rezultat je tržište sa izraženijom solarnom strukturom, većim pritiskom na cene u podnevnim satima, ali slabijom podrškom vetra tokom večeri i noći.
Hidroenergija je takođe pala, za 10,2%, sa 3,98 TWh na 3,57 TWh, ponovo uglavnom zbog Turske, gde je hidro proizvodnja pala 19,2% (–549 GWh). Van Turske, hidro uslovi bili su znatno povoljniji. Italija je povećala hidro proizvodnju za 26,5% na 696 GWh, Hrvatska je zabeležila skok od 75,4%, a Grčka rast od 12,1% na 97 GWh. Bugarska i Rumunija imale su umerene padove. Ovakav hidro raspored objasnio je zašto su Grčka i Bugarska mogle više da izvoze, dok je Italija i dalje morala da povećava uvoz i termalnu proizvodnju zbog slabog vetra.
Termalna proizvodnja pala je 8,5% na regionalnom nivou, sa 3,78 TWh na 3,46 TWh. Ugalj i lignit pali su 10,9%, dok je gasna proizvodnja smanjena 7,0%. Turska je bila glavni faktor, sa padom termalne proizvodnje od 41,4% (–707 GWh), uključujući pad gasne proizvodnje od 70,6%. Bugarska i Srbija takođe su smanjile termalnu proizvodnju. Grčka i Rumunija krenule su u suprotnom smeru, povećavajući termalnu proizvodnju za 8,5% i 8,4%, uglavnom kroz gas. Italija je snažno povećala termalnu proizvodnju za 32,6%, pri čemu je gas porastao 25,3%, što odražava potrebu da se nadoknadi slabiji vetar i održi domaći balans uprkos većem uvozu, navodi Electricity.Trade.
Prekogranični tokovi i tržišna pozicija
Prekogranična trgovina električnom energijom intenzivirana je, uz rast ukupnih razmena od 8,4% na nedeljnom nivou, na 1.117 GWh. Grčka je ostala veliki neto izvoznik, sa rastom izvoza od 35,7% na 241 GWh, zahvaljujući konkurentnoj proizvodnji i relativno stabilnim domaćim cenama. Bugarska je značajno poboljšala svoju izvoznu poziciju, sa 6 GWh na 61 GWh, dok je Turska gotovo utrostručila neto izvoz na 95 GWh. Italija je ostala dominantni neto uvoznik u regionu, sa rastom uvoza od 28,3% na više od 1,1 TWh, što potvrđuje njenu strukturnu zavisnost od prekograničnog snabdevanja tokom perioda napetog domaćeg balansa. Rumunija i Hrvatska povećale su neto uvoz za 27,1% i 36,5%, dok je Mađarska smanjila uvoz za 18,7%. Pozicija Srbije u pogledu uvoza ostala je uglavnom stabilna uprkos rastu cena, što sugeriše da je formiranje cena bilo posledica lokalne oskudice, ograničenja interkonekcija ili dostupnosti domaće proizvodnje, a ne jednostavnog povećanja uvoznih potreba.
Mapa tokova u izveštaju pokazuje zagušenu regionalnu trgovinsku strukturu oko koridora Mađarska–Balkan–Rumunija–Bugarska–Grčka, pri čemu Italija apsorbuje značajne količine iz susednih zona. Ovaj obrazac potvrđuje važnost interkonekcionih kapaciteta u formiranju cena u Jugoistočnoj Evropi: Grčka i Bugarska uspele su da monetizuju svoju jaču poziciju kroz izvoz, dok je italijanska cena delovala kao regionalni „pull“ faktor. Premija Srbije, u međuvremenu, pokazuje da konvergencija tržišta još uvek nije potpuna i da nacionalni uslovi sistema i dalje mogu nadjačati širu regionalnu slabost.
Tržište gasa
Evropske cene gasa su oslabile, ali su ostale strukturno visoke. TTF fjučersi prosečno su iznosili 46,56 €/MWh, što je pad od 6,7% na nedeljnom nivou, nakon maksimuma od 47,64 €/MWh 26. maja i zatvaranja na 46,00 €/MWh 29. maja. Pad je odražavao poboljšano tržišno raspoloženje, stabilne LNG prilive, solidno punjenje skladišta i slabiju kratkoročnu potražnju, ali je nivo i dalje bio visok u odnosu na uobičajene sezonske uslove. Izveštaj navodi da su geopolitički rizici u vezi sa Ormuskim moreuzom i globalnim LNG balansima i dalje održavali premiju u evropskim cenama gasa. Na dan objave, jednomesečni TTF forward trgovao se oko 49,20 €/MWh, odnosno 16,77 $/MMBtu.
Tokovi LNG-a pokazali su mešovitu regionalnu dinamiku. Grčka je primila 404,07 GWh LNG-a, što je oporavak od 15,2%. Italija je zabeležila 4.113,50 GWh, uz blagu stabilnost i rast od 0,55%. Hrvatska je primila 633,39 GWh, što je pad od 8,9% na nedeljnom nivou. Italija je ostala najveća ulazna tačka LNG-a u posmatranoj grupi, dok je oporavak Grčke poboljšao njen energetski balans, a pad Hrvatske smanjio regionalnu fleksibilnost gasa.
Širi gasni narativ je važan za formiranje cena električne energije jer su gasne elektrane i dalje marginalna tehnologija u više SEE i južnoevropskih tržišta, posebno u Italiji, Grčkoj i Rumuniji. Čak i uz pad TTF-a, gas od 46–49 €/MWh i dalje implicira relativno visoke kratkoročne troškove CCGT proizvodnje, posebno kada se dodaju troškovi emisija i gubici efikasnosti. To objašnjava zašto je Italija ostala iznad 120 €/MWh uprkos većem uvozu i boljoj hidro proizvodnji. U tržištima gde su gasne elektrane češće marginalne, veleprodajne cene ostaju direktno izložene TTF premiji, navodi Electricity.Trade.
Sažeci po zemljama
Grčka je ostala jedno od konkurentnijih SEE tržišta, sa nedeljnim prosekom od 86,77 €/MWh i blagim padom od 0,7%. Potražnja je porasla 3,8%, ali su jača proizvodnja iz obnovljivih izvora i viša hidro proizvodnja održale balans. Grčka je izvezla 241 GWh, što je rast od 35,7%, potvrđujući njenu ulogu regionalnog izvoznika.
Italija je bila najskuplje SEE tržište, sa prosekom od 123,58 €/MWh (+6,3%). Potražnja je porasla 10,8%, vetar je oslabio, a termalna proizvodnja porasla 32,6%, uz rast gasa od 25,3%. Uvoz je premašio 1,1 TWh, ali je tržište i dalje ostalo u premiji.
Bugarska je zabeležila najizraženiji pad cene u SEE EU delu, –11,3% na 93,50 €/MWh. Solarna proizvodnja je snažno porasla, varijabilni OIE za 44,0%, a neto izvoz na 61 GWh, što ukazuje na znatno poboljšan sistemski balans.
Rumunija je pala 5,1% na 103,46 €/MWh uprkos većoj gasnoj proizvodnji. Potražnja je pala 3,4%, solar je rastao, ali su vetar i hidro oslabilI. Rumunija je povećala neto uvoz za 27,1%.
Mađarska je oslabila 3,6% na 105,20 €/MWh. Potražnja je bila gotovo stabilna, hidro minimalan, a uvoz smanjen za 18,7%. Cene su ostale iznad više susednih tržišta.
Srbija je bila najjači bullish izuzetak, sa rastom od 30,1% na 105,71 €/MWh. Potražnja je blago pala, termalna proizvodnja bila niža, a uvoz stabilan, što ukazuje na lokalna ograničenja sistema.
Hrvatska je pala 5,5% na 100,94 €/MWh. Potražnja je porasla 6,2%, hidro snažno porastao 75,4%, ali je uvoz takođe rastao 36,5%.
Turska je bila ekstremni bearish outlier, sa cenama od 4,03 €/MWh. Potražnja je pala 21,7%, termalna proizvodnja 41,4%, a izvoz gotovo utrostručen.
Zaključak tržišta
Prema Electricity.Trade, CW22 nije bila jednostavno „nedelja nižih cena“, već nedelja fragmentacije. Centralna i balkanska tržišta su oslabila gde su solar, hidro ili uvoz poboljšali balans, dok su Italija i Srbija zategle tržište. Najvažniji signal je širenje raspona između Italije (123,58 €/MWh), Srbije (105,71 €/MWh), Grčke (86,77 €/MWh) i Turske (4,03 €/MWh).
Za trgovce, to je značilo veću prekograničnu volatilnost. Za proizvođače, razliku između dnevnog solarnog „compression-a“ i večernje oskudice. Za industrijske kupce, tržište je i dalje snažno zavisno od gasa, jer TTF od 46–49 €/MWh i dalje postavlja visoku osnovu za marginalnu termo proizvodnju u Italiji, Grčkoj i delovima šire Jugoistočne Evrope.
