Cene električne energije na dan unapred širom Jugoistočne Evrope i Mađarske naglo su porasle 26. marta 2026. godine, uz izraženu razliku između strogo uravnoteženih centralnih tržišta i nižih cena na zapadnom Balkanu, jer je smanjen vetroenergetski učinak i manja termička proizvodnja zaoštrila uslove snabdevanja.
HUPX cena u Mađarskoj skočila je na 133,6 €/MWh, što je povećanje od 26 € u odnosu na prethodni dan, dok su slični skokovi zabeleženi i na susednim tržištima. CROPEX u Hrvatskoj porastao je na 130,8 €/MWh (+25 €), dok je BSP u Sloveniji dostigao 122,4 €/MWh (+14,8 €). Albanija je zabeležila najveći rast, sa ALPEX-om od 121,6 €/MWh, što je skok od 50 € na dnevnom nivou.
Suprotno tome, istočna i južna tržišta ostala su pod pritiskom. OPCOM u Rumuniji pao je na 87,6 €/MWh (-9,3 €), IBEX u Bugarskoj spustio se na 84,8 €/MWh (-2,5 €), dok je SEEPEX u Srbiji dodatno opao na 65,6 €/MWh, čime se diskont u odnosu na mađarske cene povećao na gotovo 70 €/MWh.
Ova divergencija odražava zaoštravanje osnovnih faktora u Centralnoj Evropi, gde kombinacija veće potrošnje i smanjene raspoložive proizvodnje podiže granične cene. Regionalna potrošnja porasla je na 34,5 GW, što je rast od 1,8 GW u odnosu na prethodni dan, dok je ukupna proizvodnja pala za više od 1,6 GW.
Proizvodnja iz termalnih izvora značajno je opala, sa smanjenjem gasno-fazne proizvodnje za 763 MW i ugljarstva za 548 MW, dok je vetroenergija pala za 410 MW usled slabijih vremenskih uslova. Solarni kapaciteti porasli su za više od 1 GW, ali to nije bilo dovoljno da nadomeste gubitak fleksibilne proizvodnje, naročito tokom večernjih pikova.
Najjasniji efekat neravnoteže ponude i potražnje primećen je u intradnevnim cenama, gde su satne cene u Mađarskoj dostigle više od 270 €/MWh, dok su minimalne cene tokom sunčanih sati ostale gotovo na nuli. Nastali raspon naglašava sve izraženiju “duck curve” dinamiku u regionu.
Kros-granični protoci ostali su uglavnom stabilni, sa neto uvozom u SEE i Mađarsku od oko -457 MW, dok su dotoci iz Austrije i Slovačke nastavili da prelaze 1,9 GW. Međutim, ograničen dodatni kapacitet uvoza i zagušenja ključnih interkonekcija sprečili su dalju uravnoteženost, što je pojačalo pritisak na cene u centralnim tržištima.
Uprkos rastu spot cena, tržišta goriva pružila su malo podrške povećanju. Cene gasa u Austriji (CEGH) blago su pale na oko 53,5 €/MWh, dok su ugljeni benchmarki oslabili, a cene karbona nastavile svoj postepeni rast. To sugeriše da trenutna formacija cena sve više zavisi od fleksibilnosti sistema, a ne od ulaznih troškova.
Na zapadnom Balkanu, niže cene ukazuju na relativno stabilniju domaću proizvodnju, posebno iz uglja i hidroenergije, kao i na slabiju izloženost regionalnim cenovnim signalima. Ipak, sve veći raspon u odnosu na centralnoevropske centre ističe strukturnu fragmentaciju i ograničenu integracionu sposobnost.
Učesnici tržišta naveli su da poslednja sesija odražava širi pomak u trgovini električnom energijom u SEE, gde formiranje kratkoročnih cena postaje sve osetljivije na varijabilnost obnovljivih izvora i dostupnost fleksibilne proizvodnje. Sa padom vetroenergije i manje responzivne termičke proizvodnje, ograničenja balansiranja pojavljuju se češće, naročito tokom večernjih pikova.
Gledano unapred, trgovci očekuju nastavak volatilnosti, uz verovatnu pojavu povišenih cena tokom pikova, ukoliko vetroenergetska proizvodnja ostane niska, a potražnja stabilna. Sve veći raspon između centralnih i perifernih tržišta takođe će verovatno podržavati kros-granične trgovinske mogućnosti, iako će fizička ograničenja prenosa ostati ključni faktor.
