Tržišta električne energije u centralnoj i jugoistočnoj Evropi započela su trgovinski dan 12. marta 2026. godine snažnim rastom day-ahead cena, što odražava zaoštravanje regionalnih tržišnih uslova usled pada proizvodnje iz obnovljivih izvora energije, jačih prekograničnih tokova električne energije i rasta marginalnih troškova proizvodnje. Najnoviji podaci sa regionalnih berzi pokazuju sinhronizovan rast veleprodajnih cena električne energije na gotovo svim tržištima u centralno-istočnom evropskom trgovinskom koridoru, pri čemu Mađarska ponovo deluje kao glavni cenovni čvor (hub) koji povezuje zapadnoevropska tržišta električne energije sa sistemom jugoistočne Evrope.
Mađarski day-ahead referentni indeks na berzi HUPX dostigao je 134,74 €/MWh, što predstavlja dnevni rast od 23,7 €/MWh i ujedno najvišu cenu među glavnim tržištima u regionu. Usko povezana tržišta pratila su isti trend. Rumunski OPCOM dostigao je 121,02 €/MWh, uz rast od 27,2 €/MWh, dok je bugarski IBEX zatvoren na 118,68 €/MWh, uz povećanje od 24,8 €/MWh. Srpski SEEPEX porastao je na 120,10 €/MWh, uz jedan od najvećih dnevnih skokova u regionu od 39,4 €/MWh, što naglašava snažnu zavisnost formiranja cena u Srbiji od mađarskog tržišnog huba.
Ostale regionalne berze pokazale su slična kretanja. Hrvatski CROPEX dostigao je prosečnih 113,54 €/MWh, slovenački BSP 109,75 €/MWh, dok je grčki HENEX zatvoren na 108,24 €/MWh. Novoosnovano albansko tržište ALPEX trgovalo je po ceni od 101,17 €/MWh, dok je Crna Gora imala najnižu cenu u regionu od 88,10 €/MWh, što odražava slabiju domaću potražnju i dominantnu ulogu hidroenergije u proizvodnom miksu.
Uprkos širokom regionalnom rastu cena, osnovni uzrok nije bio rast potražnje. Ukupna potrošnja električne energije u sistemu jugoistočne Evrope i Mađarske dostigla je 33.452 MW, što predstavlja samo umereno povećanje od 459 MW u odnosu na prethodni dan. Prosečna temperatura u regionu iznosila je oko 8,6 °C, blago viša nego prethodnog dana, što ukazuje na relativno stabilne vremenske uslove koji obično ne dovode do naglih skokova cena.
Umesto toga, ključni pokretač rasta cena bila je ponuda električne energije. Ukupna proizvodnja u sistemu značajno je opala na 33.710 MW, što predstavlja pad od 1.571 MW u odnosu na prethodni dan. Ovaj pad je u velikoj meri posledica naglog smanjenja proizvodnje iz vetra, jednog od najnestabilnijih izvora u regionalnom energetskom miksu.
Proizvodnja iz vetroelektrana pala je na 1.347 MW, što je smanjenje od 881 MW u samo 24 sata. Ovakve oscilacije sve više oblikuju formiranje cena električne energije u centralnoevropskom i jugoistočnoevropskom elektroenergetskom sistemu, kako se kapaciteti obnovljivih izvora šire, dok fleksibilnost sistema ostaje ograničena. Proizvodnja iz solarne energije ostala je relativno stabilna na 4.826 MW, dok je nuklearna energija dostigla 5.696 MW, hidroenergija 8.215 MW, gasne elektrane 5.198 MW, a termoelektrane na ugalj obezbedile su 6.855 MW proizvodnje.
U procentima posmatrano, regionalni proizvodni miks predvodila je hidroenergija sa oko 25 %, zatim ugalj sa 21 %, nuklearna energija sa 17 %, gas sa 16 %, dok je solarna energija učestvovala sa oko 15 %, a vetar sa svega 4 % ukupne proizvodnje električne energije tog dana. Izuzetno nizak doprinos vetra u odnosu na instalirane kapacitete naglašava rast volatilnosti sistema koji dolazi sa širenjem obnovljivih izvora energije, posebno na tržištima gde su baterijska skladišta i fleksibilni gasni kapaciteti još uvek ograničeni.
Pad domaće proizvodnje primorao je region da se više osloni na prekogranične tokove električne energije. Neto uvoz u sistemu jugoistočne Evrope i Mađarske dostigao je −333 MW, što predstavlja povećanje od 383 MW u odnosu na prethodni dan i potvrđuje zategnut balans ponude i potražnje na regionalnom tržištu.
Većina ovog uvoza stigla je sa tržišta centralne Evrope, pre svega kroz austrijski i slovački prenosni koridor. Uvoz iz AT+SK koridora premašio je 1.812 MW, uz rast od 152 MW na dnevnom nivou, što pokazuje rastući značaj centralne Evrope kao balansnog izvora energije za jugoistočnu Evropu tokom perioda slabije proizvodnje iz obnovljivih izvora.
Još jedan važan tržišni indikator bio je rast cenovnog spreda između Mađarske i Nemačke. HU-DE spot razlika dostigla je 65,7 €/MWh, uz povećanje od 34 €/MWh u odnosu na prethodni dan. Ovakav veliki cenovni jaz snažno podstiče uvoz električne energije iz zapadne i centralne Evrope u Mađarsku, odakle se energija dalje redistribuira ka tržištima Balkana.
Ovaj obrazac odražava strukturnu transformaciju regionalne arhitekture trgovine električnom energijom. Mađarska sve više funkcioniše kao glavni balansni energetski čvor između viškova proizvodnje u zapadnoj Evropi i centara potražnje u jugoistočnoj Evropi. Kada proizvodnja iz obnovljivih izvora oslabi na Balkanu, električna energija se povlači kroz ovaj koridor iz Austrije, Slovačke i Nemačke ka Mađarskoj, a zatim dalje ka Srbiji, Rumuniji, Hrvatskoj i Bugarskoj.
I tržišta energenata imala su određeni uticaj na rast cena. Austrijski gasni hub CEGH trgovao je oko 49,89 €/MWh, uz blagi rast od 1,3 €/MWh, što je povećalo marginalne troškove gasnih elektrana širom centralne Evrope. Istovremeno, terminske cene električne energije za mađarsko tržište pokazale su uzlazni trend kod kratkoročnih ugovora.
Tržište uglja kretalo se u suprotnom smeru, jer su API2 terminske cene uglja za april i drugi kvartal blago pale. Ipak, efekat jeftinijeg uglja na cene električne energije ostao je ograničen, jer gasne elektrane i dalje imaju ključnu ulogu u balansiranju volatilnosti obnovljivih izvora u centralnoj Evropi. Cena emisija CO₂ u EU ETS sistemu ostala je visoka, sa ugovorima za decembar 2026. oko sredine raspona od 70 €/t, čime se održavaju strukturno visoki troškovi fosilne proizvodnje.
Satni profil cena električne energije takođe je odražavao neravnotežu u proizvodnji iz obnovljivih izvora. Cene su blago padale tokom podnevnih sati zbog vrhunca proizvodnje iz solarnih elektrana, ali su večernji sati doneli nagle skokove cena kako je solarna proizvodnja opadala dok je proizvodnja iz vetra ostala slaba. Ovakvi večernji cenovni pikovi postaju sve češća pojava na tržištima centralne Evrope.
Posmatrano sa aspekta ukupnog energetskog balansa, dnevna potrošnja električne energije ostala je u skladu sa sezonskim prosekom. Regionalni sistem trošio je oko 33 GW električne energije, dok je proizvodnja pokrivala većinu potražnje uz ograničeno oslanjanje na uvoz. Međutim, volatilnost obnovljivih izvora primorala je operatore sistema da aktiviraju dodatne termoenergetske kapacitete i povećaju prekogranične tokove, što je poguralo cene naviše uprkos umerenoj potražnji.
Iz perspektive trgovine električnom energijom, tržišni signali sve više ukazuju na značaj prekogranične arbitraže u elektroenergetskom sistemu jugoistočne Evrope. Mađarska ostaje centralni čvor koji povezuje zapadnoevropska tržišta sa centrima potražnje na Balkanu, dok Rumunija i Srbija sve više funkcionišu kao sekundarni distributivni hubovi koji redistribuiraju tokove ka Bugarskoj, Grčkoj i Zapadnom Balkanu.
Trenutni cenovni obrazac takođe naglašava strukturnu integraciju tržišta električne energije Evropske unije i jugoistočne Evrope. Čak i tržišta koja nisu potpuno integrisana kroz mehanizme market coupling-a, poput Srbije ili Albanije, i dalje osećaju snažan prenos cenovnih signala sa mađarskog i rumunskog tržišta zbog prekograničnih tokova električne energije.
Kratkoročna tržišna očekivanja i dalje su snažno povezana sa prognozama proizvodnje iz obnovljivih izvora. Očekuje se da će proizvodnja iz solarne energije ostati relativno stabilna u narednim danima, dok prognoze vetra ukazuju na postepeni oporavak proizvodnje u centralnoj Evropi. Ukoliko se proizvodnja iz vetra poveća prema očekivanjima, regionalne cene električne energije mogle bi se stabilizovati u rasponu 110–120 €/MWh.
Za trgovce električnom energijom i operatore energetskih postrojenja, trenutni tržišni uslovi naglašavaju važnost praćenja prognoza obnovljivih izvora, prekograničnih prenosnih kapaciteta i cenovnih spreadova između energetskih hubova. Rast razlike između Mađarske i Nemačke iznad 65 €/MWh ukazuje na snažne arbitražne prilike i potvrđuje sve veću međusobnu povezanost evropskih energetskih tržišta.
Istovremeno, strukturna transformacija elektroenergetskog sistema jugoistočne Evrope nastavlja da se ubrzava. Kako sve više solarnih i vetro kapaciteta ulazi na tržište u Rumuniji, Bugarskoj i Srbiji, kratkoročna cenovna volatilnost verovatno će nastaviti da raste. Bez dovoljnog razvoja skladišta energije i jačanja elektroenergetske mreže, periodi slabije proizvodnje iz obnovljivih izvora nastaviće da izazivaju nagla cenovna skakanja poput onih zabeleženih 12. marta 2026. godine.
Dnevni tržišni pokazatelji tako ilustruju evoluciju evropskog elektroenergetskog sistema: širenje obnovljivih izvora dugoročno smanjuje prosečne troškove proizvodnje, ali kratkoročno povećava volatilnost cena i dodatno jača ulogu prekogranične trgovine električnom energijom kao ključnog mehanizma balansiranja sistema u Evropi.
Pripremljeno od strane virtu.energy
