Tržišta električne energije za naredni dan u Jugoistočnoj Evropi naglo su porasla 1. aprila 2026. godine, pri čemu su se cene u regionu izjednačile u uskom rasponu od 150 do 158 €/MWh, jer su smanjeni prekogranični prilivi i niža proizvodnja iz obnovljivih izvora primorali veće oslanjanje na gasne elektrane.
Regionalni rast cena bio je široko rasprostranjen, uz sledeće rezultate: Mađarska (HUPX) na 154,3 €/MWh, Rumunija (OPCOM) na 156,3 €/MWh, Bugarska (IBEX) na 155,4 €/MWh i Grčka (HENEX) na 155,0 €/MWh, što predstavlja jedan od najsnažnijih sinhronizovanih porasta u poslednjim nedeljama. Srbija, preko berze SEEPEX, zabeležila je cenu od 158,5 €/MWh, uz premiju u odnosu na susedna tržišta, dok su Hrvatska i Slovenija pratile sa nivoima od 151 do 150 €/MWh.
Jedino značajnije odstupanje zabeleženo je u Albaniji, gde je ALPEX pao na 138,7 €/MWh, što odražava lokalni višak hidro proizvodnje i slabiju povezanost sa širim regionalnim formiranjem cena.
Konvergencija cena širom Centralne i Jugoistočne Evrope ukazuje na zategnutu ravnotežu sistema, pri čemu sada zajednički faktori marginalnih troškova dominiraju formiranjem cena na međusobno povezanim tržištima.
Pad uvoza dodatno zaoštrava tržište
Ključni faktor iza rasta cena bio je nagli pad prekograničnih uvoza električne energije, posebno iz Centralne Evrope ka Mađarskoj i širem SEE regionu.
Ukupni neto uvoz smanjen je na 1.325 MW, što je pad od 687 MW u odnosu na prethodni dan, dok su tokovi iz glavnih tržišta poput Austrije i Slovačke dodatno pali, na 2.765 MW, odnosno za 1.439 MW manje.
Ovo smanjenje spoljne ponude značajno je smanjilo likvidnost u regionu, primoravajući domaću proizvodnju da pokrije veći deo potražnje i gurajući marginalne cene naviše.
Istovremeno, spread između Mađarske i Nemačke suzio se na oko 10 €/MWh, što je smanjilo arbitražne podsticaje i ograničilo priliv jeftinije energije iz Zapadne Evrope ka Jugoistočnoj Evropi.
Pad obnovljivih izvora, rast gasne proizvodnje
Na strani ponude, značajan pad proizvodnje iz obnovljivih izvora odigrao je ključnu ulogu u promeni proizvodnog miksa.
Proizvodnja vetra smanjena je za 613 MW, dok je solarna proizvodnja pala za 453 MW, čime je iz sistema uklonjeno više od 1 GW jeftine energije.
Ovaj nedostatak je uglavnom nadoknađen snažnim rastom proizvodnje iz gasnih elektrana, koja je porasla za 1.095 MW na ukupno 5.856 MW, postavši dominantan marginalni izvor električne energije u regionu.
Proizvodnja iz uglja i hidroelektrana ostala je relativno stabilna na nivoima od 6.007 MW i 7.961 MW, dok je nuklearna proizvodnja ostala oko 5.800 MW, što pokazuje da je fleksibilnost sistema sve više koncentrisana u gasnim elektranama.
Ova promena u proizvodnom miksu potvrđuje ponavljajući strukturni obrazac u SEE tržištima: kada padne proizvodnja iz obnovljivih izvora i smanji se uvoz, gas brzo postaje ključna tehnologija za formiranje cena, dodatno vršeći pritisak na rast cena.
Potražnja blago pada, ali nedovoljno da ublaži pritisak
Potrošnja električne energije u SEE regionu blago je smanjena na 35.377 MW, što je pad od 608 MW u odnosu na prethodni dan, usled blagog porasta temperature na oko 9°C.
Međutim, ovaj pad potražnje nije bio dovoljan da neutrališe veće smanjenje ponude, što je rezultiralo zategnutijim sistemom i podržalo više cene.
Ova dinamika pokazuje koliko je regionalno tržište osetljivo, jer relativno male promene u ponudi — posebno u uvozu i obnovljivim izvorima — mogu nadmašiti promene na strani potražnje.
Prekogranični tokovi otkrivaju strukturne neravnoteže
Podaci o tokovima pokazuju da su neka ključna tržišta i dalje strukturno u deficitu, pri čemu Mađarska i Srbija nastavljaju da zavise od uvoza, beležeći prosečne neto uvozne pozicije od -741 MW i -724 MW.
Nasuprot tome, Grčka je zadržala neto izvozni status od +772 MW, što odražava snažniju dostupnost termo i obnovljivih kapaciteta na jugu regiona.
Ovi obrasci potvrđuju postojanje zavisnosti pravca severozapad–jugoistok, gde ograničenja u prilivu energije iz Centralne Evrope mogu brzo pogoršati stanje na više SEE tržišta istovremeno.
Intraday struktura ukazuje na visok cenovni pod
Satni profili cena na ključnim berzama pokazali su ograničeno intraday olakšanje, sa minimalnim cenama iznad 100 €/MWh, dok su maksimalne prelazile 230 €/MWh.
Relativno ravna, ali visoka kriva cena ukazuje na sistem sa ograničenim viškom kapaciteta, što smanjuje mogućnosti za arbitražu i učvršćuje bazno vođene cene.
Učesnici na tržištu se takođe pripremaju za uvođenje negativnih cena na srpskoj berzi SEEPEX od maja, što će povećati intraday volatilnost i promeniti strategije trgovanja, posebno u periodima visokog solarnog proizvodnog outputa.
Tržišta goriva i ugljenika daju mešovite signale
Na strani goriva, cene gasa na austrijskom čvorištu CEGH blago su pale na 55,3 €/MWh, dok su referentne cene uglja nastavile blagi pad.
Međutim, cene emisija u okviru EU sistema ostale su stabilne, sa EUA dozvolama koje se trguju u rasponu od 70–80 €/t, što održava pritisak na troškove termo proizvodnje.
Kombinacija nižih cena gasa i stabilnih cena ugljenika sugeriše da su marže za gasne elektrane i dalje tesne, ali i dalje podstiču njihovo korišćenje, posebno u uslovima slabije proizvodnje iz obnovljivih izvora.
Fjučers kriva ukazuje na potencijalnu stabilizaciju
Terminski ugovori za električnu energiju i dalje su ispod spot nivoa, pri čemu se aprilom bazna energija trguje u rasponu od 100 do 115 €/MWh, što ukazuje na očekivanja tržišta o blagom smanjenju cena u narednim nedeljama.
Prognoze vremena ukazuju na postepeni porast temperatura ka 11–13°C, što bi moglo smanjiti potrošnju i povećati proizvodnju iz solarnih izvora, potencijalno dovodeći cene u raspon od 135 do 150 €/MWh u kratkom roku.
Međutim, rizici rasta cena i dalje postoje, posebno ako proizvodnja vetra ostane slaba ili ako se ne oporave prekogranični tokovi.
Smer tržišta: Cene vođene gasom i osetljive na uvoz
Najnoviji podaci potvrđuju nekoliko ključnih strukturnih obrazaca na SEE tržištima električne energije.
Formiranje cena ostaje veoma osetljivo na dostupnost uvoza iz Centralne Evrope, pri čemu smanjeni tokovi brzo dovode do zategnutijih uslova i viših cena. Istovremeno, volatilnost obnovljivih izvora i dalje pokreće kratkoročna kretanja cena, dok gasne elektrane sve više preuzimaju ulogu balansiranja i formiranja marginalne cene.
Zbog toga, smer cena u regionu će u narednom periodu zavisiti od interakcije između promenljivosti obnovljivih izvora, prekograničnih kapaciteta i kretanja na tržištu gasa, uz ograničen doprinos drugih fleksibilnih izvora.
Održavanje ovih uslova sugeriše da će visok nivo cena ostati dominantna karakteristika SEE tržišta u kratkom roku, posebno u periodima slabije proizvodnje iz obnovljivih izvora i ograničenog uvoza.
