Tržišta električne energije na dan unapred u jugoistočnoj Evropi u martu su zabeležila rast, pri čemu su klirinške cene porasle na većini berzi usled snažnog oporavka cena gasa koji je povećao marginalne troškove proizvodnje, dok su obimi trgovanja pokazali neujednačen i tržišno specifičan obrazac.
Regionalni referentni pokazatelji su porasli nakon slabijeg februara, pri čemu su prosečne cene za dan unapred bile koncentrisane u rasponu od 95–120 €/MWh na glavnim čvorištima jugoistočne Evrope. Italija je ostala najskuplje tržište sa 143,36 €/MWh, čime je potvrdila svoju ulogu cenovnog lidera regiona, dok je Mađarska sledila sa 117,36 €/MWh, a Hrvatska sa 110,12 €/MWh. Rumunija i Bugarska su se obračunavale na 105,15 €/MWh i 103,51 €/MWh, dok su Grčka i Srbija konvergirale oko 95 €/MWh. Nasuprot tome, Turska se značajno odvojila sa cenom od 31,77 €/MWh, što odražava slabiju tražnju i drugačije tržišne fundamentalne uslove.
Rast klirinških cena uglavnom je bio posledica viših troškova gasa, pošto su TTF fjučersi porasli iznad 50 €/MWh, što se direktno prelilo u ponude termoelektrana. Niža proizvodnja hidroenergije u većem delu regiona i neujednačena proizvodnja iz obnovljivih izvora dodatno su zategli ponudu, povećavajući oslanjanje na gasne elektrane i pojačavajući osetljivost cena.
Formiranje cena na dnevnom i satnom nivou ukazalo je na rastuću unutardnevnu volatilnost. Podnevne cene su uglavnom bile pritisnute solarnom proizvodnjom, dok su večernji pikovi značajno rasli, posebno u tržištima sa zategnutim balansom poput Srbije, gde su potrebe za balansiranjem dodatno podizale cene tokom ramp perioda.
Na strani obima, likvidnost je ostala snažno koncentrisana. Italija je dominirala regionalnim trgovanjem sa približno 24,2 TWh trgovane energije tokom meseca, daleko ispred svih ostalih tržišta. Grčka je sledila sa oko 4,37 TWh, dok su Bugarska i Mađarska zabeležile približno po 2,8 TWh. Rumunija je trgovala oko 1,35 TWh, Hrvatska 0,75 TWh, dok je Srbija ostala strukturno nelikvidna sa svega 0,46 TWh.
Promene obima trgovanja na mesečnom nivou pokazale su divergentne trendove u regionu. Grčka je zabeležila rast od +7,4%, dok je Italija imala umeren porast od +2,6%, što ukazuje na stabilnu tražnju i kontinuiranu prekograničnu aktivnost. Bugarska je takođe zabeležila rast likvidnosti od +5,6%, što odražava jače učešće na tržištu.
Nasuprot tome, Mađarska i Rumunija su zabeležile pad obima trgovanja od -7,8% i -10,0%, što ukazuje na slabiju tražnju ili smanjene mogućnosti trgovanja. Srbija je zabeležila rast od +12,3% na mesečnom nivou, ali su apsolutni nivoi i dalje ostali niski, što naglašava ograničenu dubinu SEEPEX. Hrvatska je imala blagi rast od +2,3%.
Dnevni obrasci trgovanja potvrdili su hub-and-spoke strukturu regionalnog tržišta. Italija je konzistentno trgovala između 700–900 GWh/dnevno, dok je Grčka u proseku imala 120–150 GWh/dnevno, a Bugarska i Mađarska između 80–120 GWh/dnevno. Srbija je ostala ispod 20 GWh dnevno, što ukazuje na veću izloženost cenovnim oscilacijama zbog niske likvidnosti.
Odnos između cena i obima pokazao je nelinearnu dinamiku. Visokolikvidna tržišta poput Italije održavala su visoke cene zbog oslanjanja na gasnu proizvodnju, dok su manja tržišta sa slabijom likvidnošću, posebno Srbija, imala izraženiju volatilnost uprkos manjim obimima trgovanja. Tržišta sa raznovrsnijim miksom proizvodnje, poput Bugarske i Rumunije, imala su umereniji rast cena uz relativno stabilnu likvidnost.
Trgovanje u martu potvrdilo je da su tržišta električne energije u jugoistočnoj Evropi i dalje strukturno povezana sa kretanjem cena gasa, dok varijabilnost hidroenergije i obnovljivih izvora pokreće kratkoročne razlike. Likvidnost ostaje koncentrisana na ograničen broj berzi, dok manja tržišta pokazuju veću osetljivost na disbalanse ponude i potražnje, što dodatno pojačava volatilnost u regionu.
