Cene električne energije u JIE skočile na nivoe iznad 150 €/MWh: gas preuzeo ulogu marginalnog izvora dok je uvoz oslabio

Tržišta električne energije za naredni dan u Jugoistočnoj Evropi pokazala su 1. aprila 2026. koliko brzo se sistem može „prelomiti“ kada se istovremeno smanje uvoz i proizvodnja iz obnovljivih izvora. U takvom okruženju, cene su se podigle iznad ključne psihološke granice i konvergirale u uskom rasponu od 150 do 158 €/MWh, što ukazuje na to da su marginalni troškovi ponovo počeli da dominiraju formiranjem cena.

Tržišta električne energije za naredni dan Tržišni skok bio je široko rasprostranjen: Mađarska (HUPX) je dostigla 154,3 €/MWh, Rumunija (OPCOM) 156,3 €/MWh, Bugarska (IBEX) 155,4 €/MWh i Grčka (HENEX) 155,0 €/MWh. Srbija je preko berze SEEPEX zabeležila najviši regionalni nivo od 158,5 €/MWh, uz premiju naspram susednih tržišta koja su se kretala oko 151–150 €/MWh.

Jedino značajnije odstupanje zabeleženo je u Albaniji: tamo je ALPEX pao na 138,7 €/MWh. Prema podacima izveštaja, taj nivo odražava lokalni višašak hidro proizvodnje i slabiju povezanost sa širim regionalnim formiranjem cena.

Zategnutost sistema dolazi iz kombinacije manjeg uvoza i slabijeg „vetro-sunčanog“ doprinosa

Katalizator rasta cena bio je nagli pad prekograničnih priliva električne energije — posebno tokova iz Centralne Evrope ka Mađarskoj i širem SEE regionu. Ukupni neto uvoz smanjen je na 1.325 MW, što predstavlja pad od 687 MW u odnosu na prethodni dan. Istovremeno, tokovi sa glavnih tržista poput Austrije i Slovačke pali su na 2.765 MW, odnosno za čak 1.439 MW manje.

Smanjena spoljašnja ponuda direktno je umanjila likvidnost regiona i naterala domaće proizvođače da pokriju veći deo potražnje. U takvim okolnostima marginalne cene rastu brže nego što bi to sugerisao samo pomeraj potražnje.

Dodatno objašnjenje nalazi se u arbitražnim signalima: spread između Mađarske i Nemačke suzio se na oko 10 €/MWh. To znači da su podsticaji za preusmeravanje energije ka regionu bili manji nego ranije, pa je priliv „jeftinije“ struje iz Zapadne Evrope prema Jugoistočnoj Evropi ostao ograničen.

Mikser proizvodnje se okrenuo ka gasu: vetar i solar ispod linije potrebne za stabilizaciju cena

Na strani ponude zabeležen je vidljiv pad proizvodnje iz obnovljivih izvora. Proizvodnja vetra smanjena je za 613 MW, dok je solarna proizvodnja pala za 453 MW. Time je sistem izgubio više od 1 GW „jeftine“ energije koja inače ublažava cenu kada bude dostupna.

Nedostatak obnovljive proizvodnje nadoknađen je snažnim rastom gasnih kapaciteta: proizvodnja iz gasnih elektrana porasla je za 1.095 MW, na ukupno 5.856 MW. U tom trenutku gas postaje dominantan marginalni izvor električne energije u regionu — što dodatno pojašnjava zašto su spot/da-naredni-dan cene reagovale tako naglo.

Pritom su druge tehnologije ostale relativno stabilne: proizvodnja iz uglja bila je oko 6.007 MW, hidroelektrane oko 7.961 MW, a nuklearna proizvodnja približno svega oko 5.800 MW. Zaključak koji proizlazi iz ovih brojeva jeste da fleksibilnost sistema sve više „stoji“ na gasnim jedinicama kada obnovljivi izvori oslabe ili kada spoljna ponuda popusti.

Zahtev nije dovoljno pao da poništi efekat manjka ponude; intraday kriva ostaje visoka

Iako potrošnja nije pratila isti intenzitet pada kao ponuda, ona jeste blago opala: potrošnja električne energije smanjena je na 35.377 MW, odnosno za 608 MW manje nego prethodnog dana usled blagog porasta temperature na oko 9°C.

Ipak, taj pad potražnje nije bio dovoljan da neutralizuje smanjenje ponude koje se dogodilo kroz oba kanala — nižu dostupnost obnovljivih izvora i slabiji uvoz — pa se sistem našao pod većim pritiskom.

Dinamika intraday trgovanja dodatno potvrđuje zategnutost: satni profili cena pokazali su ograničeno olakšanje tokom dana. Minimalne cene bile su iznad 100 €/MWh, dok su maksimalne prelazile 230 €/MWh. Relativno ravna ali visoka kriva upućuje na situaciju sa ograničenim viškom kapaciteta — što smanjuje prostor za arbitražu i učvršćuje bazno vođene nivoe cena.

Neravnoteže po zemljama otkrivaju zavisnost severozapad–jugoistok pravca; gorivo daje tesne marže signale

Kada se pogledaju prekogranični tokovi po tržištima, vidi se obrazac strukturnog deficita kod pojedinih zemalja. Mađarska i Srbija nastavljaju da zavise od uvoza uz prosečne neto pozicije od -741 MW odnosno -724 MW.

S druge strane, Grčka zadržava neto izvozni status od +772 MW, što odgovara boljoj dostupnosti termo i obnovljivih kapaciteta na jugu regiona.

Status quo ima implikacije za ceo pravac severozapad–jugoistok: ako dođe do ograničenja priliva energije iz Centralne Evrope, pritisak može brzo eskalirati istovremeno na više SEE tržišta.

I signali sa tržišta goriva uklapaju se u sliku tesnih operativnih uslova za termalne jedinice. Cene gasa na austrijskom čvorištu CEGH blago su pale na 55,3 €/MWh, dok referentne cene uglja nastavljaju blagi pad. Međutim, EU emisije ostale su stabilne: EUA dozvolama trgovalo se u rasponu od 70–80 €/t, čime se održava pritisak troškova termo proizvodnje.

Tendencija terminskih ugovora sugeriše kratkoročnu stabilizaciju—ali rizici rasta ostaju otvoreni

Kretanja terminskih ugovora daju nešto drugačiji ton očekivanja nego spot dinamika tog dana: terminski proizvodi ostaju ispod spot nivoa. Za april bazna energija trguje se između 100 do 115 €/MWh, što implicira očekivanja o blagom smanjenju cena tokom narednih nedelja.

Pored toga, prognoze vremena ukazuju na postepeni porast temperatura ka 11–13°C .