Cene električne energije na dan-unapred tržištima širom Centralne i Jugoistočne Evrope naglo su pale 13. marta 2026. godine, pre svega usled jačih prekograničnih uvoza iz CORE regiona, stabilnih temperatura i povećane proizvodnje iz termoelektrana koja je nadoknadila slabiji učinak obnovljivih izvora. Regionalna struktura cena nastavila je da prati kretanja na mađarskom referentnom tržištu Hungarian Power Exchange (HUPX), koje je i dalje glavni likvidni centar za trgovinu električnom energijom u širem SEE regionu.
Spot cene su pale na većini berzi u odnosu na prethodni trgovački dan. Mađarski Hungarian Power Exchange zabeležio je cenu na dan-unapred tržištu od 105,96 €/MWh, što predstavlja pad od 28,8 €/MWh na dnevnom nivou, dok su i susedna tržišta zabeležila slične korekcije. Rumunski OPCOM zatvoren je na 93,93 €/MWh, bugarski IBEX na 92,28 €/MWh, grčki Hellenic Energy Exchange (HENEX) na 89,55 €/MWh, dok su slovenački BSP SouthPool i hrvatski CROPEX iznosili oko 91,93 €/MWh. Srpsko tržište SEEPEX zabeležilo je prosečnu cenu od 102,08 €/MWh, zadržavajući blagu premiju u odnosu na okolna tržišta zbog ograničenih prekograničnih kapaciteta i kontinuiranog angažovanja domaćih termoelektrana.
Najniža regionalna cena zabeležena je na albanskom tržištu ALPEX i iznosila je 79,76 €/MWh, dok su najviši spot nivoi ostali na italijanskom tržištu sa 146,58 €/MWh. Razlog za to je dugotrajna strukturna cenovna premija u Italiji, koja proizlazi iz proizvodnje vezane za cenu gasa i ograničenja u prenosnoj mreži između jadranskih tržišta i Apeninskog poluostrva.
Potražnja i balans sistema
Potrošnja električne energije u regionu Mađarska + SEE procenjena je na približno 32.917 MW, što je blago niže u odnosu na prethodni dan. Prosečna temperatura ostala je stabilna na oko 8,6°C, čime je ograničen rast potražnje uzrokovan vremenskim uslovima, što je dodatno doprinelo nižim cenama električne energije.
Uprkos slabijoj potražnji, region je nastavio da se oslanja na uvoz električne energije iz CORE evropskog tržišta. Neto uvoz iznosio je oko -837 MW, pri čemu su snažniji prilivi zabeleženi naročito preko interkonekcionog koridora Austrija–Slovačka, koji je u regionalni sistem isporučio oko 1.960 MW električne energije.
Razlika u cenama između Mađarske i Nemačke proširila se na 57,53 €/MWh, što je dodatno podstaklo prekogranične tokove električne energije iz Zapadne ka Centralnoj Evropi, stvarajući dodatni pritisak na pad cena na dan-unapred tržištima u regionu.
Struktura proizvodnje
Ukupna proizvodnja električne energije u regionu iznosila je približno 33.243 MW, pri čemu su hidroelektrane i termoelektrane dominirale u strukturi snabdevanja. Hidroelektrane su obezbedile 8.502 MW, uz podršku povoljnijih vodostaja u slivu Dunava. Proizvodnja iz termoelektrana na ugalj ostala je značajna sa 6.984 MW, dok su gasne elektrane isporučile oko 5.528 MW, uglavnom kao marginalne jedinice tokom vršnih sati.
Proizvodnja iz obnovljivih izvora bila je slabija nego prethodnog dana. Proizvodnja vetra naglo je pala na 629 MW, dok je solarna proizvodnja smanjena na 4.526 MW, delom zbog oblačnijih vremenskih uslova u Centralnoj Evropi. Nuklearna proizvodnja ostala je stabilna na 5.702 MW, uglavnom iz elektrana u Mađarskoj, Rumuniji i Bugarskoj.
Hidroenergija je tako činila najveći pojedinačni segment proizvodnog miksa sa oko 26%, dok su ugalj i gas zajedno činili približno 39% ukupne proizvodnje u regionu.
Tržišta goriva i CO₂
Tržišta energenata poslala su mešovite signale za buduće kretanje cena električne energije. Gas na austrijskom čvorištu Central European Gas Hub (CEGH) trgovao se oko 51,55 €/MWh, uz dnevni rast od 1,7 €/MWh, dok su EU dozvole za emisiju CO₂ (Dec-26 EUA) ostale u rasponu od 70–75 €/t, blago niže na nedeljnom nivou.
Terminski ugovori za električnu energiju odražavali su ovu strukturu. Mađarski terminski proizvodi trgovali su se oko 118 €/MWh za 12. nedelju i 113 €/MWh za 13. nedelju, što ukazuje na očekivanja nastavka zategnutosti na regionalnom tržištu uprkos korekciji na spot tržištu.
Terminski ugovori za ugalj na referentnom indeksu API2 coal benchmark kretali su se oko 127–128 $/t za april 2026, što i dalje podržava rad termoelektrana na ugalj u Jugoistočnoj Evropi, gde su troškovi emisija ugljenika niži nego u sistemu European Union Emissions Trading System.
Prekogranični tokovi
Komercijalni tokovi električne energije tokom protekle nedelje pokazuju stabilne obrasce izvoza iz Rumunije i Mađarske ka Srbiji i zapadnom Balkanu, dok se električna energija takođe preusmerava iz Slovenije i Hrvatske ka Italiji preko alpskih interkonekcija.
Koridor Rumunija–Mađarska ostao je jedan od najaktivnijih pravaca prekogranične razmene, doprinoseći balansiranju sistema širom Centralne i Istočne Evrope. Istovremeno, Srbija je nastavila da uvozi električnu energiju iz Mađarske i Bosne i Hercegovine, što ukazuje na strukturnu zavisnost regiona od susednih proizvodnih kapaciteta u periodima slabijeg domaćeg obnovljivog potencijala.
Tržišne vesti koje utiču na fundament
Nekoliko regionalnih događaja dodatno je oblikovalo tržišno raspoloženje. Srbija je potvrdila da je izvoz električne energije u EU praktično zaustavljen od januara 2026. godine, jer CBAM mehanizam EU dodaje oko 78 €/MWh na cenu srpske električne energije, čineći je nekonkurentnom u odnosu na proizvodnju unutar EU u okviru European Union.
Istovremeno, Srbija je privremeno obustavila izdavanje novih odobrenja za priključenje obnovljivih elektrana, navodeći zabrinutost za stabilnost mreže nakon velikog talasa projektnih prijava koje premašuju kapacitet integracije elektroenergetskog sistema. Ova odluka može usporiti dodavanje novih obnovljivih kapaciteta u kratkom roku, što bi potencijalno moglo da podrži cene električne energije ukoliko potražnja poraste kasnije tokom godine.
U ostatku regiona, Slovenija je tokom 2025. dodala oko 230 MW solarnih kapaciteta, čime je ukupna instalirana snaga solarnih elektrana dostigla približno 1.650 MW, iako je tempo rasta usporio u odnosu na ranije godine zbog promena u sistemima podsticaja.
Kratkoročni izgled tržišta
U narednim trgovačkim sesijama cene električne energije u Jugoistočnoj Evropi biće pod uticajem tri ključna faktora.
Prvo, prekogranični tokovi iz CORE tržišta verovatno će ostati snažni sve dok razlika u cenama između Mađarske i Nemačke ostaje iznad 50 €/MWh, čime će se održavati pritisak na cene u Centralnoj Evropi.
Drugo, varijabilnost obnovljivih izvora ostaje visoka u ranom proleću. Pošto je proizvodnja vetra trenutno veoma niska, svaki njen oporavak mogao bi da izazove dodatni pad cena na dan-unapred tržištima u Rumuniji, Mađarskoj i Bugarskoj.
Treće, strukturni regulatorni faktori sve više oblikuju regionalne tokove električne energije. Kolaps srpskog izvoza električne energije ka EU usled CBAM-a mogao bi preusmeriti trgovinu ka intra-balkanskim rutama, postepeno menjajući mapu tokova električne energije u Jugoistočnoj Evropi tokom 2026. godine.
U kratkom roku, trgovci očekuju da će cenovni koridor od 90 do 110 €/MWh ostati centralni raspon trgovanja za većinu tržišta u Jugoistočnoj Evropi, dok će volatilnost pre svega zavisiti od proizvodnje iz obnovljivih izvora i dostupnosti prekograničnih prenosnih kapaciteta.
