Regionalno spot tržište električne energije za dan unapred (day-ahead) zabeležilo je oštar pad cena za isporuku 18. marta, pri čemu je skoro svako tržište u Jugoistočnoj Evropi (JIE) zabeležilo značajnu korekciju u odnosu na utorak, nakon što se obnovila proizvodnja iz obnovljivih izvora, povećala termoenergija i neto uvoz iz centralne Evrope znatno porastao. Pad je bio širok, a ne lokalizovan.
Cena na Mađarskom HUPX tržištu iznosila je 103,13 €/MWh, što je pad od 34,1 €/MWh u odnosu na prethodni dan, dok je u Rumuniji pala na 94,35 €/MWh, u Bugarskoj na 92,55 €/MWh, u Grčkoj na 90,85 €/MWh, u Srbiji na 89,24 €/MWh, u Hrvatskoj na 99,61 €/MWh, u Sloveniji na 101,27 €/MWh, a u Crnoj Gori na 90,35 €/MWh. Albanija je bila izuzetak sa donjom cenom od 62,97 €/MWh, što odražava njenu hidrodominantnu strukturu i znatno širi dnevni raspon cena.
Promena nije bila u potrošnji, koja je ostala gotovo stabilna na prosečnih 34.129 MW, samo 40 MW više nego prethodnog dana, već u obliku snabdevanja. Ukupna regionalna proizvodnja porasla je na 35.440 MW, što je 2.656 MW više nego prethodnog dana. Najveći porast je zabeležen kod vetroelektrana, koje su skočile na 3.404 MW, što je rast od 1.969 MW, dok je gasna proizvodnja povećana na 6.366 MW, a termoelektrane na ugalj na 7.001 MW. Hidroenergija takođe je porasla na 7.935 MW, dok je solarna proizvodnja naglo pala na 3.456 MW, što objašnjava zašto je tržište i dalje zadržalo čvrstu večernju strukturu. Nuklearna energija ostala je stabilna na 5.842 MW.
Ova kombinacija je značajna za trgovanje jer je proizvela nižu regionalnu baznu cenu bez potpunog rušenja vrednosti u vršnim satima. Drugim rečima, tržište je jeftinije, ali ne dovoljno da eliminiše opcionu vrednost za fleksibilnu hidroenergiju, gasne vršne elektrane i baterijske strategije tamo gde su dostupne. Najviše dnevne cene po satima bile su: Mađarska 230 €/MWh, Rumunija 153,6 €/MWh, Bugarska 153,6 €/MWh, Hrvatska 175,4 €/MWh, Srbija 173 €/MWh, Crna Gora 140 €/MWh. Ova struktura odražava poznati martovski obrazac: jači proizvodni kapaciteti tokom dana kompresuju bazne cene, dok večernji rampovi ostaju skupi.
Kros-border pozicioniranje takođe je promenjeno, što je dodatno pojačalo medvedji dnevni ton. Neto uvoz regiona bio je -1.075 MW, što je za 277 MW manje negativno nego prethodnog dana, ali važniji signal je bio oštri rast uvoza iz centralne Evrope (Core inflows). Uvoz iz Core pravca dostigao je 1.409 MW, što je rast od 684 MW u odnosu na prethodni dan. Istovremeno, razlika cena između Mađarske i Nemačke (HU-DE spread) porasla je na 14,22 €/MWh, što signalizira da su Mađarska i okolna tržišta još uvek iznad nemačkih cena, privlačeći uvoz čak i nakon regionalnog pada cena.
Struktura spreadova između susednih hubova potvrđuje da je korekcija neujednačena. Mađarska je ostala u premijumu u odnosu na većinu JIE tržišta. Diferencijali u odnosu na HUPX: Rumunija -8,78 €/MWh, Bugarska -10,58 €/MWh, Grčka -12,27 €/MWh, Srbija -13,89 €/MWh, Crna Gora -12,78 €/MWh, Albanija -40,16 €/MWh, dok su Slovenija i Hrvatska ostale bliže HUPX, oko -1,86 €/MWh i -3,52 €/MWh. Austrija je takođe blizu Mađarske (EPEX-AT 100,92 €/MWh), dok Italija ostaje znatno iznad regiona (149,87 €/MWh).
Za Srbiju, SEEPEX cena od 89,24 €/MWh delovala je relativno slabo, sa padom od 20,3 €/MWh u odnosu na prethodni dan, gotovo 14 €/MWh ispod HUPX. To je značajno jer Srbija ostaje između skupljih severnih cena i diferenciranih južnih tokova, što je važno za trgovce i fleksibilnost hidro i gasnih resursa.
Crna Gora zaslužuje pažnju ne zbog visoke cene (90,35 €/MWh), već zbog strateškog značaja za regionalnu fleksibilnost prenosa. Newsletter ističe finansiranje nadogradnje 220 kV koridora ka Albaniji i Bosni i Hercegovini, sa očekivanim povećanjem kapaciteta na oko 600 MW. Za današnje tržište to ne menja ništa, ali za srednjoročne trgovce i vlasnike resursa ukazuje na povećanje prekogranične fleksibilnosti, smanjujući lokalne dislokacije cena.
Rumunija ostaje zanimljiva: dnevna cena od 94,35 €/MWh ispod Mađarske, ali iznad Srbije i Grčke, dok fundamentals iz januara pokazuju sve uravnoteženiji sistem: proizvodnja električne energije porasla 10,9%, hidro 35,3%, vetro 39,8%, uvoz pao 14,7%. To podržava strukturnu fleksibilnost tržišta, posebno sa rastućim baterijskim projektima.
Sa perspektive krive cena, front-end komoditeti su bili blago konstruktivni. Gas na CEGH €52,85/MWh (+0,7), EUA Dec-26 €66,65/t (-2,3), mađarski forwards blago pomešani ali stabilni: Week 13 €113/MWh, Week 14 €101,5/MWh, Apr-26 €99,5/MWh, Cal-26 €110/MWh. Uočava se da je spot tržište padalo više od forwarda, što signalizira da trgovci vide pad kao povezan sa vetrom i hidro, a ne sa fundamentalnom slabosti.
Vremenska prognoza podržava taj zaključak: temperature u JIE i Mađarskoj ostaju blage (Mađarska 10,7°C, Srbija 10,6°C, Rumunija 8,0°C, Grčka 12,0°C, SEE+HU 8,7°C), što ne izaziva značajan šok potražnje. Fokus tržišta ostaje na vetru, hidro pozicioniranju, solarnim padovima i prekograničnom uvozu.
Zaključak: tržište se vratilo iz tanjeg stanja utorka u normalnije snabdevanje srede, ali nije u prekomernoj ponudi. Jutarnje i dnevne cene su pale, ali večernji maksimumi ostaju visoki.
Za trgovce, praktična strategija je da iskoriste srednodnevni pad kada solar i uvoz deluju sinhronizovano, dok večernja cena ostaje snažna. Srbija i Crna Gora mekše u apsolutnim cenama, ali i dalje izložene regionalnim rampama. Mađarska ostaje ključni cenovni oslonac severnog dela JIE, Italija jača strukturni signal izvoza, dok Albanija pokazuje najveću idiosinkraziju zbog hidro uslova.
Poruka današnje sesije: tržište nije jeftino, već je rizik od utorka delimično otpisan nakon povratka vetra i pojačanog uvoza iz centralne Evrope. Sa porastom regionalne proizvodnje za 2,7 GW, vetra skoro 2 GW i uvoza 700 MW, dnevni pad cena je logičan, ali tržište ostaje trgovinsko, volatilno i daleko od komfora.
