Tržišta električne energije širom jugoistočne Evrope snažno su porasla 31. marta, pri čemu su cene za sledeći dan zabeležile jedan od najjačih koordinisanih rasta u poslednjim nedeljama, kako su zaoštreni sistemski fundamenti, jača potražnja i rastući troškovi gasa gurnuli region nazad u režim viših cena.
Bazne cene za dan unapred porasle su na svim glavnim berzama, pri čemu je srpski SEEPEX dostigao 157,8 €/MWh, što je rast od +51,8 €/MWh na dnevnom nivou, i predstavlja najveći skok u regionu. Mađarski HUPX porastao je na 148,4 €/MWh (+9,7), dok su Rumunija i Bugarska konvergirale na oko 141,2 €/MWh, sa rastom od 6–8 €/MWh. Grčka je dostigla 133,8 €/MWh (+15,8), dok je Albanija skočila na regionalni maksimum od 188,1 €/MWh (+45,8). Crna Gora je ostala tržište sa najnižom cenom, na 119,9 €/MWh, ali uz značajan dnevni rast od 18,2 €/MWh.
Ovaj rast cena odražava koordinisano zatezanje celog SEE sistema, a ne izolovane nacionalne faktore, pri čemu tržišno povezivanje i prekogranični tokovi sve više oblikuju formiranje cena.
Sistemski fundamenti ukazuju na jasan pomak u ravnoteži. Regionalna potrošnja porasla je na 35,7 GW (+584 MW dnevno), dok su neto uvozi dostigli 2.009 MW (+408 MW), što ukazuje na rastuću zavisnost od eksternog snabdevanja. Ključni tokovi iz Centralne Evrope, posebno iz Austrije i Slovačke, dostigli su 4.133 MW, naglašavajući ulogu severnih tržišta u stabilizaciji potražnje u SEE regionu.
Proizvodna struktura pokazuje osnovni pritisak troškova. Proizvodnja iz gasnih elektrana porasla je za +558 MW, potvrđujući njihovu ulogu marginalne tehnologije u određivanju cena, dok je hidro proizvodnja porasla za +670 MW, pružajući delimično olakšanje, ali nedovoljno da neutrališe šire zatezanje sistema. Solarna proizvodnja je porasla za +459 MW, ali i dalje nije u stanju da smanji večernje vršne cene. Proizvodnja iz uglja je opala za -521 MW, što odražava ekonomsko i strukturno povlačenje usled visokih cena ugljenika.
Intraday profili cena pokazuju izražene večernje pikove, sa satnim cenama koje prelaze 230–270 €/MWh, dok su minimalni nivoi i dalje iznad 100 €/MWh, što ukazuje na sistem pod stalnim pritiskom, a ne na kratkotrajnu volatilnost. Ovo povećanje intraday raspona dodatno povećava vrednost fleksibilnih izvora i skladištenja energije.
Na prekograničnom nivou, tokovi potvrđuju pojačanu zavisnost regiona od uvoza. SEE region ostaje strukturno u deficitu, sa snažnim prilivima iz Centralne Evrope koji drže cene pod kontrolom. Istovremeno, spread između Mađarske i Nemačke se naglo suzio na 30,6 €/MWh, uz pad od oko 50 €/MWh na dnevnom nivou, što ukazuje na brzu konvergenciju sa centralnim evropskim tržištima.
Ovo sužavanje razlika smanjuje prostor za arbitražu i pokazuje da se SEE tržišta sve više integrišu u šire evropske cenovne tokove. Ipak, ovakve faze konvergencije obično su praćene novom volatilnošću, ukoliko se fundamentalni uslovi ponovo promene.
Tržišta goriva dodatno podržavaju rast cena električne energije. Gas na austrijskoj berzi CEGH trguje oko 56,9 €/MWh, uz blagi rast, dok EU dozvole za emisije nastavljaju uzlazni trend. Cene uglja su pod pritiskom, ali kombinacija gasnih i ugljeničnih troškova i dalje određuje marginalnu cenu proizvodnje u regionu.
Forward krive ipak ukazuju na složeniju sliku. Nedeljni terminski ugovori pokazuju pad cena od oko -10% u Mađarskoj i gotovo -20% u Nemačkoj, dok su gasni forward ugovori oslabili za 6–8%, što sugeriše da trenutna spot snaga možda neće biti održiva na srednji rok. Ova divergencija ukazuje na tržište sa kratkoročnom zategnutošću, ali očekivanim ublažavanjem u narednim mesecima.
Strukturni razvoj dodatno menja dinamiku trgovanja. SEEPEX je potvrdio uvođenje negativnih cena od maja 2026, sa donjom granicom na -500 €/MWh za day-ahead tržište i intraday limitima do -9.999 €/MWh. Ovim se Srbija usklađuje sa evropskim standardima i očekuje se značajno povećanje volatilnosti, posebno u periodima visokog udela obnovljivih izvora.
Za učesnike na tržištu, ova promena uvodi novu složenost u upravljanju rizikom i strategijama trgovanja. Režimi negativnih cena povećavaju značaj fleksibilnosti, favorizujući tehnologije koje mogu brzo reagovati, uključujući baterijska skladišta i upravljanje potrošnjom.
U kratkom roku, tržište ostaje pod uticajem kombinacije oporavka potražnje, ograničene fleksibilnosti bazne proizvodnje i visokih marginalnih troškova vezanih za gas. Iako su hidro uslovi poboljšani, oni i dalje nisu dovoljni da značajno rasterete sistem, dok obnovljivi izvori nastavljaju da pokazuju varijabilnost koja održava intraday volatilnost.
Interakcija između zategnutih spot fundamenta i slabijih forward očekivanja definiše trenutnu fazu tržišta. Cene su sve više oblikovane kratkoročnim stresom sistema, a ne dugoročnim signalima oskudice, što stvara okruženje sa naglim dnevnim oscilacijama, sužavanjem spreadova i povećanom osetljivošću na vremenske uslove i prekogranične tokove.
Kako region ide ka dubljoj integraciji sa evropskim tržištem i priprema se za strukturne promene poput negativnih cena, tržišta električne energije u jugoistočnoj Evropi ulaze u složeniju i dinamičniju fazu, gde će volatilnost, fleksibilnost i prekogranično pozicioniranje igrati ključnu ulogu u formiranju cena.
