Regionalno tržište električne energije započelo je nedelju snažnim rastom cena, ali osnovni pokretači ukazuju manje na strukturno zaoštravanje, a više na koordinisani pomak u potražnji, prekograničnim tokovima i kratkoročnoj ravnoteži sistema, pri čemu gas ostaje stabilan, ali ključan za marginalno formiranje cena.
Cene električne energije za sledeći dan naglo su porasle širom Jugoistočne Evrope (SEE) i Mađarske 30. marta, pri čemu je mađarski HUPX dostigao €138,72/MWh, što je porast od €50,5/MWh u odnosu na prethodni dan, dok je rumunski OPCOM iznosio €133,13/MWh, a bugarski IBEX €134,57/MWh. Slovenija i Hrvatska su bile oko €127/MWh, dok je Grčka zaostajala sa €118,01/MWh. Srbija i Crna Gora ostale su strukturno jeftinije, sa SEEPEX-om na €105,95/MWh i BELEN-om na €101,77/MWh, što ukazuje na trajnu regionalnu fragmentaciju. Italija je ponovo bila cenovni vrh sa €151,03/MWh, zadržavajući ulogu cenovnog plafona za Centralno-Južnu Evropu.
Pomeranje je prvenstveno uzrokovano oporavkom potražnje i zatezanjem fizičke ravnoteže sistema. Regionalna potrošnja porasla je na 34.648 MW, što je povećanje od 2.285 MW, dok je ukupna proizvodnja pala na 30.758 MW, primoravajući veće oslanjanje na uvoz. Neto uvoz iznosio je 1.584 MW, dok su tokovi iz Austrije i Slovačke ka Mađarskoj i Sloveniji porasli na 3.890 MW, što ukazuje na snažnu zavisnost od severa ka jugu.
U središtu formiranja cena bio je rast HU-DE spread-a, koji se proširio na €80,28/MWh, što je povećanje od €58/MWh u jednom danu. Ovaj spread praktično određuje marginalni trošak uvoza električne energije u Mađarsku iz Zapadne Evrope i postavlja ton za celokupni cenovni koridor u SEE regionu. Kada Mađarska dostigne visoke cene, nizvodna tržišta poput Rumunije, Bugarske i Slovenije je prate, dok sistemski izolovanije zemlje poput Srbije i Crne Gore zaostaju zbog jače lokalne proizvodnje i slabije interkonektivne likvidnosti.
Struktura proizvodnje dodatno pojačava ovu dinamiku. Hidro proizvodnja je pala za 416 MW, ugalj za 494 MW, a gas za 710 MW, čime je uklonjen deo ključnih balansirajućih kapaciteta. Vetar je porastao za 624 MW, delimično nadoknađujući pad, dok je solar ostao relativno stabilan. Nuklearna proizvodnja je ostala na 5.913 MW, delujući kao bazni stabilizator, ali bez uticaja na marginalne cene. Neto efekat je sistem sve više oslonjen na uvoz i kratkoročnu fleksibilnost, umesto na domaću upravljivu proizvodnju.
Gas, iako nije glavni uzrok dnevnog skoka, ostaje ključni faktor marginalnog formiranja cena u termoelektranama. Austrijski CEGH gas trgovao se na €56,81/MWh, dok je grčki gas bio na €47,07/MWh, uz blagu promenu, ali i dalje znatno ispod cena električne energije. Ova razlika ukazuje na značajno povećane spark spread-ove, posebno u Mađarskoj i Rumuniji. Gasne elektrane, iako manje angažovane, ostaju ekonomski relevantne zbog visokih cena električne energije.
Forward signali na tržištu gasa dodatno potvrđuju ovu sliku. Aprilski i Q2 ugovori za 2026. godinu ostaju pod pritiskom sa padom od oko -11% kod austrijskih forward ugovora, što sugeriše da troškovna osnova za proizvodnju nije porasla zajedno sa spot cenama električne energije. Tržište zapravo ceni kratkoročnu oskudicu, a ne dugoročno poskupljenje goriva.
Ugalj i emisije ugljen-dioksida imaju sekundarnu, ali stabilizujuću ulogu. API2 ugalj je u padu, dok su EUA emisije oko €71,67/t, što održava relativno stabilne troškove proizvodnje iz uglja. Međutim, smanjena proizvodnja iz uglja znači da ovaj izvor nije mogao da ograniči rast cena, već je doprineo zatezanju odnosa ponude i potražnje.
Intraday krive cena pokazuju strukturnu slabost sistema u periodima bez solarnog zračenja. Profil cena na HUPX-u, BSP-u i OPCOM-u pokazuje izražene jutarnje i večernje pikove, što ukazuje da solar nije dovoljan za izravnavanje krive opterećenja. Zbog toga se sistem oslanja na uvoz i fleksibilnu proizvodnju tokom vršnih sati, što pojačava volatilnost i ističe značaj prekograničnih tokova.
Sa aspekta trgovanja, tržište pokazuje klasičan obrazac početnog nedeljnog zatezanja, pojačan strukturnim ograničenjima. Ključni signali su širenje međuzonskih spread-ova, jaka zavisnost od uvoza u Mađarsku i sve veća divergencija između severnih i južnih SEE čvorišta. Gas ostaje stabilan, ali strateški važan, jer definiše marginalni trošak čak i kada nije dominantno korišćen.
Šire gledano, SEE ulazi u fazu u kojoj se formiranje cena električne energije sve više odvaja od trenutnih kretanja cena goriva i prebacuje ka faktorima poput fleksibilnosti sistema, kapaciteta interkonekcija i varijabilnosti obnovljivih izvora. U takvom okruženju, vrednost se pomera ka imovini i strategijama koje mogu da arbitriraju volatilnost, a ne samo da prate pravac tržišta.
