Dnevna tržišta električne energije u Jugoistočnoj Evropi (SEE) otvorila su trgovačku nedelju 4. maja izraženim rastućim korektivnim pomeranjem, jer su kombinacija jače potražnje, smanjene dostupnosti uvoza i ograničene fleksibilnosti termo proizvodnje pogurali cene ponovo iznad 100 evra/MWh na većini čvorišta. Ovaj potez označava jasan zaokret u odnosu na prethodne periode niskih i negativnih cena, potvrđujući povratak strukturno volatilnom tržištu zavisnom od vremenskih uslova i tokova energije.
Cene na mađarskom HUPX tržištu porasle su na 114,4 evra/MWh, što je rast od 41,1 evro u odnosu na dan ranije, postavljajući ton za ceo region. Rumunski OPCOM pratio je sa 110,9 evra/MWh, dok je hrvatski CROPEX dostigao 110,4 evra/MWh. Srpski SEEPEX zabeležio je 103,0 evra/MWh, bugarski IBEX 102,2 evra/MWh, a grčki HENEX 98,9 evra/MWh. Čak su i tradicionalno niže cenovna tržišta poput Albanije i Severne Makedonije zabeležila rast, iako su ostala ispod glavnog SEE klastera.
Sinhronizovana priroda rasta pokazuje da se radi o regionalnom, a ne lokalnom događaju, pri čemu su sva ključna međusobno povezana tržišta istovremeno reagovala na sistemske fundamentalne faktore.
Iza rasta cena, potražnja je bila glavni okidač. Ukupna potrošnja sistema porasla je na 28.127 MW, što je povećanje od 2.767 MW u odnosu na prethodni dan, usled oporavka industrijske aktivnosti nakon vikenda i postepenog porasta temperatura u regionu. Ovaj rast, blizu dvocifrenog procenta, izvršio je snažan pritisak na ponudu, posebno jer proizvodnja nije pratila isti tempo.
Ukupna proizvodnja porasla je minimalno na 24.837 MW, praktično ostajući nepromenjena. Ova razlika između potražnje i ponude stvorila je strukturni deficit koji je morao biti pokriven uvozom ili skupljim marginalnim jedinicama. Međutim, uvozni tokovi su se istovremeno smanjili.
Neto uvoz je naglo pao, pri čemu je region prešao u skoro balansirano stanje od -315 MW, u poređenju sa prethodnim pozitivnim uvoznim pozicijama. Tokovi iz Centralne Evrope (AT/SK ka HU/SEE) takođe su značajno opali. Ovaj pad se poklopio sa širenjem cenovnog razmaka između Mađarske i Nemačke, gde je HU-DE spread iznosio -16,7 evra/MWh, što znači da su mađarske cene bile više od nemačkog referentnog nivoa i time smanjile ekonomsku isplativost uvoznih tokova ka istoku.
Ovo razdvajanje od centralnoevropske cenovne zone predstavlja ključnu karakteristiku trenutne tržišne strukture. Kada SEE tržišta izgube pristup konkurentnom uvozu, lokalni fundamentalni faktori dominiraju formiranjem cena, što često dovodi do naglih skokova.
Na strani proizvodnje, struktura ponude dodatno je pojačala rast cena. Iako je obnovljiva energija blago porasla, to nije bilo dovoljno da nadoknadi pad konvencionalne bazne proizvodnje. Solarna energija porasla je na 4.695 MW, a vetar na 1.715 MW, dok je proizvodnja iz uglja pala za 566 MW na 3.669 MW, čime je uklonjen važan deo fleksibilnog kapaciteta iz sistema.
Proizvodnja iz gasa blago je porasla na 2.257 MW, što ukazuje na ograničenu fleksibilnost ili ekonomska ograničenja u povećanju termo kapaciteta. Nuklearna proizvodnja ostala je stabilna na oko 5,4 GW, pružajući baznu podršku, ali bez mogućnosti brzog reagovanja na kratkoročne skokove potrošnje.
Neto efekat bio je deficit u ravnoteži ponude i potražnje veći od 3 GW, što je dovoljno da izazove snažan rast cena na međusobno povezanim tržištima.
Intraday struktura cena potvrđuje ovaj obrazac, sa izraženim večernjim pikovima, posebno oko 21. sata. U isto vreme, dnevne (midday) cene ostale su pritisnute zbog solarne proizvodnje, ali bez ekstremnih negativnih vrednosti kao ranije. Ovo povećanje intraday razlika naglašava rast značaja fleksibilnih izvora poput skladišta i termo jedinica koje brzo reaguju.
Volatilnost iz prethodnih dana i dalje je prisutna, sa minimalnim cenama koje su u nekim tržištima padale i do -500 evra/MWh, što pokazuje da i dalje postoje periodi prekomerne ponude tokom visokog obnovljivog proizvodnog izlaza.
Tokovi električne energije preko granica dodatno potvrđuju regionalni pritisak. Rumunija i Bugarska su nastavile izvoz ka Mađarskoj, Srbiji i Grčkoj, ali ukupni volumeni nisu bili dovoljni da nadoknade smanjeni uvoz iz Centralne Evrope. SEE region sve više funkcioniše kao delimično izolovana cenovna zona u uslovima napetosti.
Tržišta gasa i CO₂ emisija dodatno su pojačala pritisak na rast cena. Austrijski gasni hub porastao je na oko 19 evra/MWh, dok su EU dozvole za emisije CO₂ ostale stabilne u rasponu od 70–80 evra po toni. Više cene gasa direktno utiču na marginalne troškove proizvodnje električne energije.
Sveukupno, tržište pokazuje prelazak iz faze niskih cena i viškova u režim uravnoteženog, ali veoma osetljivog sistema gde su potražnja, uvoz i termo kapaciteti ključni faktori.
Kratkoročno se očekuje nastavak volatilnosti, uz ključnu ulogu vremenskih uslova, dostupnosti uvoza i proizvodnje iz vetra i sunca.
Strukturno, SEE tržišta u 2026. godini karakterišu tri trenda: rast obnovljivih izvora i intraday volatilnosti, postepeno smanjenje uglja i rast zavisnosti od gasa i uvoza, kao i ograničeni interkonektorski kapaciteti koji povećavaju cenovnu razdvojenost od ostatka Evrope.
