Trgovinski niz koji je kulminirao 03. marta 2026. godine nije započeo panikom. Počeo je kompresijom. Tokom prethodnog vikenda, većina day-ahead tržišta u Centralnoj i Jugoistočnoj Evropi trgovala je u prigušenim rasponima. Solarna proizvodnja potiskivala je cene u podnevnim satima, proizvodnja vetra bila je umerena, a prekogranični tokovi ostali su uredni. Na nekoliko berzi zabeležene su bazne cene ispod €60/MWh u nedelju. Likvidnost je bila stabilna, volatilnost prigušena, a forward krive pokazivale su samo inkrementalna prilagođavanja.
Zatim je usledilo reformiranje cena.
Do utorka, prilikom zatvaranja tržišta, HUPX je zatvoren na €114.99/MWh, OPCOM na €115.33/MWh, IBEX na €115.33/MWh, SEEPEX na €107.65/MWh, a BSP na €109.53/MWh – sinhronizovano povećanje cena dokumentovano u izdanju SEE + Hungary Energy Daily od 03.03.2026. godine. Ovaj pomak nije bio ni izolovan ni postepen. Bio je regionalno koordinisan, koncentrisan u vršnim satima, i strukturno povezan sa gasnim šokom prenetim iz naglog skoka TTF-a.
Razumevanje ovog reformiranja cena zahteva razlaganje mehanike formiranja spot tržišta u uslovima stresa.
Faza prva: Uslovi kompresije pre preloma
Tokom poslednjih dana februara region je prolazio kroz tipičnu kasnozimsku dinamiku. Vikend potražnja je oslabila. Solarna proizvodnja stvarala je podnevne cenovne minimume. Na pojedinim tržištima minimalne cene su se u prethodnim sesijama približavale nuli. Sedmodnevni proseci za Mađarsku i susedne berze odražavali su ovu kompresiju, sa baznim cenama koje su oscilovale između visokih €50 i niskih €90/MWh.
Ova kompresija je važna jer oblikuje ponašanje učesnika na tržištu. Kada se volatilnost smanjuje, knjige naloga postaju tanje na ekstremima. Apetit za rizikom se normalizuje. Očekivanja intradnevnih rampi postaju prigušena. U takvim uslovima, iznenadni rast marginalnih troškova ima nesrazmerno snažan efekat.
Proizvodnja vetra u regionu već je počela da slabi uoči 03. marta. Iako nije bila kritično niska, nije bila dovoljna da dominira formiranjem cena. Hidroenergija je ostala podrška, ali ne i u višku. Termoelektrane još nisu bile pod pritiskom. Sistem je delovao uravnoteženo.
Gasni šok promenio je krivulju marginalnih troškova pre nego što je većina učesnika uspela da prilagodi svoje fizičke pozicije.
Faza druga: Pomak gasne bid krive
Kada je TTF porastao prema €48/MWh, neposredna posledica bila je rekalkulacija ponuda gasnih elektrana na day-ahead aukcijama. Elektrane sa kombinovanim ciklusom (CCGT) formiraju ponude na osnovu očekivanih troškova goriva, troškova CO₂ emisija i operativne marže. Povećanje cene goriva od 30–50% gotovo linearno se prenosi na rast ponuda.
Pošto gas često određuje marginalnu jedinicu tokom večernjih rampi u Mađarskoj, Rumuniji, Bugarskoj i Grčkoj, ovaj pomak se brzo preneo na klirinške cene.
Day-ahead aukcije funkcionišu po principu jedinstvene cene. Čak i ako se samo deo proizvodnog portfelja pomeri naviše, klirinška cena odražava najskuplji prihvaćeni megavat. Kada je proizvodnja vetra opala, a potražnja ostala stabilna oko 34–35 GW, gasne jedinice zauzele su tu marginalnu poziciju.
Tako su čak i hidro i termoelektrane na ugalj realizovale prodaju po višoj jedinstvenoj ceni, dodatno pojačavajući volatilnost prihoda.
Faza treća: Pojačanje u vršnim satima
Najupadljivija karakteristika 03. marta bila je koncentracija ekstremnih cena u večernjim vršnim satima. U Mađarskoj i Rumuniji satne cene su premašile €220/MWh tokom H19–H20. Takvi skokovi odražavaju oskudicu tokom rampi.
Večernje rampe su strukturno ranjive jer solarna proizvodnja brzo opada dok potražnja ostaje visoka. Ako je istovremeno i vetar slab, fleksibilnost termoelektrana postaje ključna. U normalnim gasnim uslovima, CCGT jedinice mogu zadovoljiti ovu potražnju bez ekstremnih cena. Međutim, uz visoke ulazne troškove gasa, svaki dodatni megavat dolazi uz znatno višu ponudu.
Dubina knjiga naloga u ovim satima obično je manja. Trgovci često hedžuju bazne pozicije, dok vršne ostavljaju fleksibilnijim. Kada više tržišta istovremeno kliruje po višim marginalnim ponudama, pritisak na likvidnost dodatno pojačava skok cena.
Rezultat je bio vidljiv, sinhronizovan rast tokom večernjih rampi na HUPX, OPCOM, IBEX, BSP i SEEPEX berzama.
Regionalna povezanost i konvergencija
Reformiranje cena nije bilo ograničeno na jednu berzu. Bilo je regionalno jer su tržišta fizički i algoritamski povezana. Mađarska deluje kao čvorište likvidnosti koje povezuje Austriju, Slovačku, Rumuniju, Hrvatsku i Srbiju. Kada HUPX zatvori iznad €110/MWh, susedna tržišta retko značajno odstupaju osim ako postoje fizička ograničenja.
Rumunija i Bugarska kretale su se gotovo identično kao Mađarska. Slovenija i Hrvatska su blisko pratile. Srpski SEEPEX bio je nešto niži, ali i dalje iznad €107/MWh. Grčka, nešto izolovanija ali i dalje integrisana, zatvorila je iznad €105/MWh.
Izuzetak je bila Albanija, koja je zatvorila oko €58/MWh zahvaljujući višku hidroenergije i slabijem prekograničnom povlačenju energije. Divergencija Albanije pokazuje koliko dubina integracije određuje snagu prenosa cena. Gde dominira hidroenergija i likvidnost je tanja, može doći do razdvajanja. Drugde je konvergencija bila trenutna.
Smanjenje uvoza i ponašanje spreadova
Zanimljivo je da je skok cena nastao uz smanjeni neto uvoz u Mađarsku. Uvoz iz Austrije i Slovačke u HU+SI klaster pao je na oko 1.012 MW, značajno manje nego prethodnog dana. HU–DE spread se smanjio na približno €8/MWh, sužavajući arbitražne mogućnosti.
To pokazuje da rast cena nije bio posledica nedostatka uvoza. Naprotiv, uzrok je bio rast internih marginalnih troškova. Kada i Nemačka poskupi zbog izloženosti gasu, prekogranični spreadovi se smanjuju čak i dok apsolutne cene rastu.
Italija je, međutim, zadržala strukturnu premiju iznad €125/MWh, održavajući izvozne podsticaje iz Slovenije i Hrvatske. Italijanski cenovni magnet ostaje prisutan u gasno vođenim režimima, povlačeći tokove energije ka jugu i dodatno jačajući regionalnu konvergenciju.
Ponovno širenje volatilnosti
Spot tržišta funkcionišu ne samo na osnovu fundamenta već i očekivanja volatilnosti. Kada cene gasa naglo porastu tokom dana, forward krive se pomeraju, a učesnici odmah ponovo procenjuju rizik. Week 11 ugovori u Nemačkoj, Italiji i Mađarskoj porasli su dvocifreno u procentima. To pokazuje da trgovci očekuju povišenu spot volatilnost i u narednim sesijama.
Ponovno širenje volatilnosti menja ponašanje u licitiranju. Proizvođači povećavaju margine rizika. Trgovci agresivnije hedžuju vršne sate. Pružaoci likvidnosti šire spreadove. Tržište prelazi iz faze kompresije u fazu ekspanzije volatilnosti.
Sesija od 03. marta predstavljala je upravo takav prelaz.
Intraday profil i dijagnostika likvidnosti
Satni profili otkrivaju klasičan gasno-marginalni obrazac: mirni rani sati, umereni podnevni nivoi, zatim strm večernji rast. Podnevna solarna proizvodnja sprečila je još viši prosečni kliring. Ipak, nemogućnost obnovljivih izvora da izravnaju večernju rampu pokazuje ograničenja trenutnog nivoa penetracije.
Likvidnost tokom rampi bila je tanja nego u baznim satima. Kada cene premaše €200/MWh, mnoge industrijske ponude potražnje nestaju iz knjige naloga. Preostala ponuda takmiči se uz više marginalne troškove. Ova struktura čini večernje sate disproporcionalno volatilnim tokom gorivnih šokova.
Strukturne pouke za trading deskove
Prvo, vikend kompresija može prikriti osnovnu ranjivost sistema. Kada se tržišta goriva pomere tokom vikenda, day-ahead aukcije u utorak često reflektuju akumulirani rizik u jednom jedinom događaju reformiranja cena.
Drugo, tržišna povezanost osigurava prenos šokova. Čak i kada domaći fundamenti deluju stabilno, prekogranična integracija prenosi gasne šokove gotovo trenutno.
Treće, vršni sati nose asimetričan rizik u gasno vođenim režimima. Bazni hedževi mogu izgledati dovoljni, ali vršni sati mogu generisati disproporcionalne P&L oscilacije.
Četvrto, forward krive se brzo pomeraju, ali ponekad i dalje zaostaju za spot volatilnošću. Rano povećanje cena Q2 ugovora sugeriše da je premija rizika počela da se ugrađuje, ali možda još nije završena ako se LNG poremećaji nastave.
Širi kontekst
Evropa je ušla u mart sa skladištima gasa popunjenim oko 30% kapaciteta. LNG tokovi ostaju ključni. Poremećaj snabdevanja od velikog izvoznika ponovo uvodi geopolitičku premiju. Jugoistočna Evropa, uprkos rastu obnovljivih izvora, ostaje vezana za ovu dinamiku kroz marginalno formiranje cena.
Reformiranje cena od 03. marta nije anomalija već dijagnostički trenutak. Pokazalo je da se ispod površine niske volatilnosti nalazi sistem koji je strukturno izložen šokovima ulaznih troškova gasa.
Sve dok večernje rampe zavise od gasne fleksibilnosti, i dok prekogranična integracija prenosi marginalne ponude kroz tržišta, ovakvi skokovi cena ponavljaće se svaki put kada se tržišta goriva destabilizuju.
Vikend kompresija bila je privremena. Utorkov skok bio je strukturan.
