Cene električne energije širom jugoistočne Evrope i Mađarske naglo su porasle 27. marta, preokrenuvši blaži trend zabeležen ranije tokom nedelje, jer su zategnuti uslovi snabdevanja, jači prekogranični tokovi i rast cena goriva podigli spot nivoe na većini tržišta.
Cene za dan unapred na mađarskom tržištu HUPX porasle su na 141,83 €/MWh, što je povećanje od 8,2 €/MWh u odnosu na prethodni dan, postavljajući ton za region i ponovo potvrđujući Mađarsku kao premijum tržište u Centralnoj i Istočnoj Evropi.
Rast je bio vidljiv i na susednim tržištima, pri čemu je rumunsko tržište OPCOM poraslo na 112,37 €/MWh (+24,8), a bugarsko IBEX dostiglo 112,31 €/MWh (+27,5), beležeći najjače dnevne skokove u regionu.
U jugoistočnoj Evropi, srpsko tržište SEEPEX zabeležilo je jedan od najizraženijih oporavaka, sa cenama od 88,67 €/MWh (+23,1), dok je tržište u Crnoj Gori BELEN poraslo na 93,80 €/MWh (+6,3).
Za razliku od toga, neka zapadna SEE tržišta pokazala su delimičnu korekciju, pri čemu je hrvatski CROPEX pao na 120,63 €/MWh (-10,2), a slovenački BSP blago oslabio na 121,98 €/MWh (-0,5), što odražava lokalno balansiranje, a ne širi regionalni trend.
Ukupan cenovni raspon u regionu ostao je širok, sa Srbijom na donjem kraju i Italijom koja dostiže 148,35 €/MWh, što naglašava trajnu strukturnu fragmentaciju i razlike u cenama izazvane zagušenjem mreže.
Osnovni fundamenti ukazuju na zatezanje odnosa ponude i potražnje. Ukupna regionalna potrošnja procenjena je na 34.261 MW, dok je proizvodnja iznosila oko 33.500 MW, ostavljajući sistem blago deficitaran i zavisan od uvoza.
Neto uvoz u SEE-Mađarskoj zoni iznosio je 937 MW, pri čemu su glavni tokovi dolazili iz Austrije i Slovačke sa 2.844 MW, što ukazuje na kontinuiranu zavisnost od zapadnih tokova za stabilizaciju sistema.
Istovremeno, spread između Mađarske i Nemačke (HU-DE) naglo se smanjio na 23,3 €/MWh, što ukazuje na smanjen prostor za arbitražu i delimično ponovno povezivanje sa cenovnim signalima Centralne Evrope.
Podaci o proizvodnji pokazuju relativno uravnotežen miks: hidro i ugalj učestvuju sa po 21%, nuklearna energija sa 18%, gas sa 14%, dok obnovljivi izvori održavaju stabilan udeo—vetar 10% i solar 13%.
Međutim, intradnevna dinamika pokazuje rastuću volatilnost uzrokovanu obnovljivim izvorima. Solar je pao za oko 800 MW, dok je vetar porastao za gotovo 2.000 MW, što je dovelo do promena u intradnevnim cenama i doprinelo skokovima cena u večernjim satima.
Prekogranični tokovi ostaju ključni pokretač. Mađarska je nastavila snažan izvoz ka Srbiji i Ukrajini, dok su Rumunija i Bugarska održavale značajan izvoz ka susednim tržištima, potvrđujući svoju ulogu regionalnih centara za balansiranje.
Komercijalni tokovi pokazuju postojane pravce sever–jug i istok–zapad, pri čemu Rumunija izvozi ka Mađarskoj i Srbiji, a Bugarska ka Grčkoj i Severnoj Makedoniji, što naglašava sve veću međusobnu povezanost SEE tržišta.
Na strani goriva, bullish signali su podržali cene električne energije. Austrijski gasni benchmark CEGH porastao je na 57,02 €/MWh (+3,5), dok su EU dozvole za emisiju (EUA Dec-26) nastavile rast, dodatno povećavajući troškove proizvodnje iz termoelektrana.
Terminski (forward) tržišni signali takođe odražavaju zatezanje očekivanja. Nedeljni ugovori u Mađarskoj porasli su za +18,09%, značajno više nego u Nemačkoj (+8,88%) i Italiji (+3,38%), što ukazuje na veće regionalne rizike i očekivano zatezanje balansa.
Cene uglja su blago korigovane naniže, ali su ostale dovoljno visoke da održavaju konkurentnost lignita i uglja u merit redu proizvodnje, posebno u Srbiji i Bosni.
Vremenski uslovi igrali su sekundarnu, ali relevantnu ulogu. Temperature u regionu kretale su se oko 8–10°C, ograničavajući volatilnost potražnje, ali bez ublažavanja zatezanja na strani ponude zbog promena u obnovljivim izvorima.
Posmatrajući strukturne signale, region i dalje pokazuje hibridni model zavisnosti: rast udela obnovljivih izvora uz kontinuiranu zavisnost od termoelektrana i uvoza za balansiranje sistema.
Ovo je posebno vidljivo u Srbiji, gde rast domaće potražnje i ograničena fleksibilnost održivih izvora održavaju tržište na donjem kraju regionalne cenovne krive, ali i dalje reaguju snažno na spoljne šokove.
Istovremeno, pozicija Mađarske kao regionalnog cenovnog čvorišta dodatno se učvršćuje kroz infrastrukturu i politiku, uključujući rast solarnog kapaciteta i ulaganja u fleksibilne gasne kapacitete.
Širi geopolitički kontekst takođe ostaje relevantan. Nastale tenzije oko tranzita gasa i sigurnosti snabdevanja gorivom—posebno između Mađarske i Ukrajine—uvode dodatnu riziko premiju na forward krivama, iako još nisu u potpunosti reflektovane u spot cenama.
U međuvremenu, regulatorni i strukturni razvoj, uključujući pritisak CBAM mehanizma na izvoz električne energije iz Zapadnog Balkana, počinje da menja trgovinske tokove, uz naznake smanjenja izvoza iz Bosne i povećanja strategija sopstvene potrošnje u regionu.
Kratkoročno, tržište će verovatno ostati osetljivo na varijabilnost obnovljivih izvora i prekogranične tokove. Kombinacija zategnute ponude, rasta troškova goriva i sve veće složenosti sistema sugeriše nastavak volatilnosti, posebno tokom večernjih vršnih sati.
Konvergencija cena sa Centralnom Evropom ostaje delimična, pri čemu strukturna zagušenja, razlike u miksu proizvodnje i fragmentacija politika i dalje definišu jugoistočnu Evropu kao poseban cenovni region unutar šireg evropskog elektroenergetskog tržišta.
