Cene električne energije širom jugoistočne Evrope zabeležile su pad tokom kalendarske nedelje 13 (23–29. mart), ali je to smanjenje bilo umereno, a ne strukturno, dok osnovni tržišni fundamenti i dalje ukazuju na zategnuto i volatilno cenovno okruženje.
Širom regiona, dan-unapred bazne cene blago su oslabile. Grčka je u proseku iznosila 96,75 €/MWh, što je pad od 3,55% na nedeljnom nivou, dok je Bugarska zabeležila pad od 2,33%. Srbija je imala jednu od izraženijih korekcija, spustivši se na 93,02 €/MWh, odnosno za 4,83% manje, što odražava kako smanjenje cena gasa, tako i privremeno poboljšanje u snabdevanju. Italija, koja i dalje predstavlja strukturno premium tržište za južnu Evropu, pala je za 7,22% na 138,28 €/MWh, ali je i dalje ostala značajno iznad susednih tržišta JIE.
Glavni pokretač pada cena tokom nedelje bilo je kretanje evropskog tržišta gasa. TTF fjučersi za naredni mesec oslabili su tokom početnih sesija, krećući se sa nivoa iznad 56 €/MWh ka opsegu od 52–54 €/MWh, čime su smanjeni marginalni troškovi proizvodnje iz gasnih elektrana. S obzirom na to da gas i dalje određuje marginalnu cenu u velikom delu JIE, čak i relativno male promene u TTF cenama brzo se prenose na tržište električne energije.
Ipak, pad cena električne energije bio je plitak i ograničen. Tržišni učesnici su se uglavnom složili da je prostor za dalji pad ograničen zbog trajnih geopolitičkih rizika, naročito u vezi sa odnosima između Sjedinjenih Američkih Država i Irana. Iako su povremeno postojali signali o smirivanju tenzija, tržište je nastavilo da uračunava rizik od poremećaja u snabdevanju, posebno kada je reč o LNG tokovima kroz ključne pomorske pravce poput Ormuskog moreuza.
Ovakva dinamika stvorila je ono što trgovci sve češće nazivaju „kompresovanim okruženjem pada cena“. Cene mogu kratkoročno da oslabe usled faktora kao što su niže cene gasa ili veća proizvodnja iz obnovljivih izvora, ali su takve korekcije obično ograničene po intenzitetu i trajanju. Terminske krive odražavaju ovu asimetriju, ostajući povišene i relativno ravne za isporuke u drugom kvartalu.
Turska se izdvojila iz regionalnog trenda. Tamo su cene porasle za 9,52%, vođene značajnim rastom domaće potražnje za električnom energijom. Ova divergencija pokazuje u kojoj meri lokalni fundamenti, posebno faktori na strani tražnje, mogu nadjačati šire regionalne trendove na tržištima sa specifičnim strukturnim karakteristikama.
Na regionalnom nivou, cenovni koridor ostao je stabilno povišen. Većina tržišta JIE nastavila je da se kreće u rasponu od 90–120 €/MWh, što je znatno iznad istorijskih proseka za kraj marta. Ovo ukazuje da, uprkos visokoj volatilnosti, sistem funkcioniše na višem ravnotežnom nivou u odnosu na pretkrizne godine.
Još jedna značajna karakteristika nedelje bila je postojanost konvergencijskih pritisaka među povezanim tržištima. Iako su cenovni rasponi između država blago smanjeni, potpuna konvergencija i dalje je ograničena zbog zagušenja u prenosnoj mreži, razlika u proizvodnim miksovima i različitog stepena zavisnosti od uvoza.
Širi zaključak za nedelju 13 jeste da tržišta električne energije u JIE više nisu vođena jednim dominantnim faktorom, već predstavljaju slojevitu interakciju između cena gasa, proizvodnje iz obnovljivih izvora, hidroloških uslova i geopolitičkih kretanja. U tom okviru, gas ostaje glavni oslonac formiranja cena, ali se njegov uticaj sve više posreduje kroz fleksibilnost sistema i prekogranične tokove.
Gledajući unapred, trgovci se pozicioniraju za nastavak volatilnosti, a ne za jasan cenovni pravac. Iako se očekuju kratkoročne korekcije, strukturna zategnutost sistema, u kombinaciji sa spoljnim rizicima, sugeriše da će cene ostati podržane, posebno u periodima povećane tražnje ili smanjene proizvodnje iz obnovljivih izvora.
