Cene električne energije širom Jugoistočne Evrope i Mađarske zabeležile su nagli rast za isporuku 17. marta, usled smanjenih uvoznih tokova i pada proizvodnje vetra, što je dovelo do zatezanja odnosa ponude i tražnje, dok se potrošnja oporavila početkom radne nedelje.
Cene bazne energije na dan unapred porasle su na svim glavnim berzama. Mađarski HUPX dostigao je 137,27 €/MWh (+26,5), Rumunija (OPCOM) 126,24 €/MWh (+22,5), a Bugarska (IBEX) 121,31 €/MWh (+20,9). U zapadnom Balkanu, Hrvatska (CROPEX) porasla je na 130,45 €/MWh (+30,5), Slovenija (BSP) na 131,29 €/MWh (+31,6), dok je Srbija (SEEPEX) dostigla 109,53 €/MWh (+13,8), potvrđujući široko rasprostranjen rast cena u regionu.
Najizraženiji skok zabeležen je u Albaniji, gde je ALPEX dostigao 175,43 €/MWh (+96), što odražava visoku volatilnost hidroenergije i dodatno zatezanje regionalnog balansa.
Rast cena podržan je povećanjem potrošnje, koja je dostigla 34.462 MW (+2.380 MW), kako se tržište vratilo u režim radne nedelje. Iako su temperature bile relativno blage (8–9°C), oporavak tražnje bio je dovoljan da dodatno optereti sistem sa ograničenom ponudom.
Istovremeno, dostupnost uvoza je oslabila. Neto uvoz regiona SEE–Mađarska iznosio je -1.029 MW, uz pad dotoka iz centralne Evrope (Austrija i Slovačka) za 658 MW. Ovo smanjenje prekograničnih tokova dovelo je do veće zavisnosti od domaće proizvodnje.
Ukupna proizvodnja porasla je na 32.385 MW (+740 MW), pre svega zahvaljujući većoj hidro proizvodnji (+871 MW) i rastu termo kapaciteta. Međutim, ovaj rast je neutralisan padom proizvodnje vetra (-558 MW), što je smanjilo doprinos obnovljivih izvora u ključnim satima. Solar je takođe blago opao.
Pad proizvodnje vetra bio je ključni faktor rasta cena, naročito tokom večernjih sati kada solar opada. Unutardnevne krive cena na tržištima HUPX, BSP i OPCOM pokazale su izražene večernje pikove, pri čemu su cene u pojedinim satima prelazile 200 €/MWh.
Na međusobnim konekcijama, spread između Mađarske i Nemačke sužen je na oko 11 €/MWh, što je značajno smanjilo arbitražne podsticaje za uvoz iz Zapadne Evrope. Ova konvergencija dodatno je pojačala lokalni pritisak na cene.
Na tržištu energenata, gas na austrijskom čvorištu porastao je na 52,12 €/MWh, dok su cene CO₂ ostale stabilne, održavajući visoke marginalne troškove proizvodnje za termoelektrane.
Prekogranični tokovi pokazali su veću oslonjenost na unutrašnje balansiranje unutar SEE regiona, uz pojačane tokove iz Rumunije i Bugarske ka susednim tržištima, dok su zapadno-istočni tokovi oslabili. Ovo ukazuje na strukturna ograničenja u prenosnim kapacitetima i integraciji tržišta.
U narednom periodu očekuje se zadržavanje viših cena, uz visoku zavisnost od proizvodnje iz obnovljivih izvora i uvoznih tokova. Dalji pad vetra ili ograničenja uvoza mogli bi održati uzlazni pritisak na cene, posebno u vršnim satima, dok bi jači solar mogao doneti kratkoročno olakšanje.
Ukupno posmatrano, tržište funkcioniše u režimu zategnutog sistema, gde i male promene u proizvodnji ili uvozu dovode do snažnih cenovnih reakcija širom Jugoistočne Evrope.
