Trgovinska sesija od 03. marta 2026. godine označila je odlučujuću prekretnicu na tržištima električne energije u Centralnoj i Jugoistočnoj Evropi. Nakon nekoliko nedelja relativnog smirivanja volatilnosti i sve izraženijeg ublažavajućeg efekta obnovljivih izvora, prirodni gas se iznenada ponovo nametnuo kao dominantni marginalni faktor formiranja cena. Okidač se nalazio izvan regiona, ali je njegov prenos na regionalne elektroenergetske krive bio trenutan i snažan. Evropski gasni referentni indeksi skočili su za gotovo 50% unutar jednog dana, nakon obustave LNG proizvodnje kompanije QatarEnergy usled eskalacije geopolitičkih tenzija na Bliskom istoku, što je dokumentovano u izveštaju SEE + Hungary Energy Daily od 03.03.2026.
Ono što je usledilo nije bila samo reakcija cena. Bio je to strukturni podsetnik koliko je Jugoistočna Evropa i dalje čvrsto povezana sa marginalnom cenom gasa, uprkos postepenom rastu obnovljivih izvora i povremenim snažnim hidrološkim sezonama. Repriciranje na berzama HUPX, OPCOM, IBEX, SEEPEX i drugim regionalnim platformama nije predstavljalo izolovanu volatilnost, već koordinisanu regionalnu rekalkulaciju krive marginalnih troškova.
Gasni šok kao primarni katalizator
Holandski TTF front-month ugovor skočio je ka nivou od 47,9 €/MWh, što predstavlja gotovo 50% intradnevnog rasta. Austrijski CEGH terminski ugovori pratili su taj trend uz snažne korekcije naviše, dok je cena za drugi kvartal (Q2) uključila vidljivo veći premijum rizika. Ovo nije bio marginalan pomak. Na nivoima gasa ispod 35 €/MWh, čisti spark spread u Centralnoj Evropi bio je relativno održiv i delimično amortizovan nižim cenama ugljenika i stabilnim referentnim cenama uglja. Na skoro 48 €/MWh, ekonomika termoelektrana na gas značajno se menja.
Mehanizam prenosa na cene električne energije je relativno jednostavan. Kratkoročni marginalni trošak moderne CCGT elektrane sa efikasnošću od 55%, uz cenu gasa od 48 €/MWh i cenu EU ETS emisija oko 70 €/t, dovodi do marginalnog troška u okviru clean spark kalkulacije od preko 105–115 €/MWh, u zavisnosti od pretpostavki o toplotnoj efikasnosti i emisijama CO₂. Time se trenutno pomera cena poravnanja na tržištima gde gas određuje poslednji proizvedeni megavat.
Region Jugoistočne Evrope ne funkcioniše u izolaciji. Čak i u sistemima gde dominiraju hidroelektrane ili bazna proizvodnja iz uglja, formiranje cena i dalje je snažno pod uticajem prekogranične integracije sa tržištima Mađarske, Austrije, Rumunije i Italije. Kada se gasna ponuda u centralnoevropskim tržištima pomeri naviše, periferna tržišta slede isti trend, osim u slučajevima fizičkih ograničenja u prenosnoj mreži.
Koordinisano repriciranje spot tržišta
Rezultati day-ahead aukcije od 03. marta jasno ilustruju ovu povezanost. HUPX je zatvoren na 114,99 €/MWh, OPCOM na 115,33 €/MWh, IBEX na 115,33 €/MWh, SEEPEX na 107,65 €/MWh, dok je slovenački BSP iznosio 109,53 €/MWh. Čak je i Grčka, koja je prethodnih nedelja trgovala ispod centralnoevropskih proseka, premašila 105 €/MWh.
Jedini značajniji izuzetak bila je Albanija, gde je cena iznosila oko 58 €/MWh, usled snažnog hidrološkog viška i ograničene likvidnosti interkonekcija. Ovaj izuzetak zapravo potvrđuje pravilo: tamo gde postoje gasne marginalne elektrane i dovoljna tržišna likvidnost, konvergencija cena se brzo ponovo uspostavlja.
Repriciranje nije bilo postepeno. Dogodilo se tokom jedne trgovačke sesije, posebno izraženo u večernjim vršnim satima H19–H20, kada su pojedina tržišta intradnevno premašila 220 €/MWh. Takvi skokovi tipični su za gasno-marginalne režime pod stresom, gde kombinacija tankih knjiga naloga i ograničenih uvoznih kapaciteta stvara naglašenu volatilnost.
Proizvodni miks potvrđuje promenu
Fundamentalni podaci o proizvodnji za isti trgovački dan potvrđuju ovaj cenovni signal. Ukupna regionalna proizvodnja dostigla je približno 34,8 GW, ali se struktura značajno promenila. Proizvodnja vetra pala je za više od 1,2 GW, uklanjajući važan izvor jeftine energije iz ponude. Nasuprot tome, proizvodnja iz gasa porasla je za oko 1,7 GW, što ukazuje da su termoelektrane aktivno podignute više u proizvodnom poretku.
Hidroproizvodnja je porasla za više od 1,2 GW, delimično ublažavajući efekat. Proizvodnja iz uglja povećana je za oko 0,5 GW. Ipak, ni hidro ni ugalj nisu bili dovoljni da ograniče rast cena. Ugalj, uprkos nižim API2 referentnim cenama, ostaje snažno izložen troškovima emisija CO₂, dok je njegova operativna fleksibilnost znatno manja u odnosu na gasne elektrane tokom intradnevnih skokova potražnje.
Ključna poruka je strukturna: kada proizvodnja iz vetra opadne, a potražnja ostane stabilna, marginalni megavat u Centralnoj i Jugoistočnoj Evropi vrlo često dolazi iz gasnih elektrana. Sesija od 03. marta to je jasno pokazala.
Clean spark naspram clean dark ekonomike
Kalkulacija clean spark spread-a ponovo se nametnula kao dominantni okvir za određivanje cena. Ugalj je i dalje prisutan u proizvodnom miksu, ali nije određivao cenu jer njegov efektivni marginalni trošak, uključujući EU ETS emisije, postaje konkurentan tek kada su cene gasa znatno niže. Sa cenom emisija od oko 70 €/t, samo trošak CO₂ dodaje približno 25–30 €/MWh trošku proizvodnje iz uglja, u zavisnosti od efikasnosti postrojenja. Gas, iako čistiji, i dalje uključuje oko 15–18 €/MWh troška emisija, ali gorivo dominira ukupnim troškom kada je TTF na povišenim nivoima.
Ova dinamika objašnjava zašto je prethodni period nižih cena gasa podržavao blaže cene električne energije širom regiona. Kada gas poraste za 30–40%, cela clean spark kriva pomera se naviše.
Uvozne dinamike i kompresija spread-a
Zanimljivo je da je, uprkos rastu cena, Mađarska smanjila neto uvoz u odnosu na prethodne sesije. Uvoz iz Austrije i Slovačke ka HU+SI klasteru iznosio je oko 1.012 MW, što je značajno manje u odnosu na prethodni dan. Spread između HU i DE tržišta smanjio se na približno 8 €/MWh, čime su arbitražne mogućnosti postale ograničenije.
To sugeriše da rast cena nije bio isključivo posledica uvoza. Umesto toga, domaća proizvodnja, naročito iz gasnih elektrana, nosila je veći deo marginalnog opterećenja. Kompresija spread-a u uslovima gasnog šoka ukazuje na konvergenciju cena, a ne na divergenciju.
Italija je, međutim, zadržala strukturni premijum iznad 125 €/MWh, čime je nastavila da privlači izvoz iz Slovenije i Hrvatske. Ovaj premijum predstavlja dugoročnu karakteristiku italijanskog tržišta, uslovljenu profilom potražnje, energetskim miksom i ograničenjima interkonekcija.
Obnovljivi izvori: strukturni amortizer, ali ne zamena
Jedan od dominantnih narativa poslednjih kvartala jeste sve veća uloga obnovljivih izvora u ublažavanju volatilnosti na evropskim tržištima električne energije. Solarna energija, naročito tokom podnevnih sati, često je obarala cene, ponekad čak i u negativnu zonu. Vetar je u pojedinim periodima spuštao marginalne cene ispod 60 €/MWh.
Međutim, sesija od 03. marta pokazuje granice tog efekta. Solar je bio umeren, ali ne dominantan. Vetar je naglo opao. Hidro je pomogao, ali nije mogao u potpunosti nadoknaditi kombinaciju manje proizvodnje iz vetra i skupljeg gasa.
Obnovljivi izvori utiču na merit order, ali bez velikih kapaciteta skladištenja energije ili sezonskog balansiranja, oni još uvek ne mogu trajno potisnuti gas kao krajnju marginalnu referencu cena.
Promena režima volatilnosti
Brzo repriciranje ukazuje na promenu režima volatilnosti. Kada se cene gasa kreću u uskom rasponu, volatilnost električne energije se smanjuje. Kada gas skoči 30–50% u jednoj sesiji, volatilnost se momentalno vraća.
Terminski ugovori za nedelju 11 porasli su dvocifreno na tržištima Nemačke, Italije i Mađarske. Forward kriva uključila je novi premijum rizika za drugi kvartal.
Za trgovce to znači da se pretpostavke o clean spark spread-u moraju brzo prilagoditi. Hedžing strategije zasnovane na niskim cenama gasa mogu postati zastarele gotovo preko noći.
Strukturna povezanost Jugoistočne Evrope
Sesija potvrđuje ulogu Mađarske kao ključnog likvidnosnog čvora u regionu. HUPX ostaje referentna tačka za formiranje cena u Jugoistočnoj Evropi.
Rumunija, Bugarska, Srbija i Slovenija pokazuju snažnu korelaciju cena sa mađarskim tržištem, naročito u periodima tržišnog stresa.
Albanija je ostala izuzetak, ali takva segmentacija je retka. U većini slučajeva, Jugoistočna Evropa funkcioniše kao integrisana cenovna zona pod uticajem centralnoevropske gasne marginalnosti.
Sekundarna uloga ugljenika
EU ETS emisije CO₂ nisu bile glavni pokretač cenovnog skoka 03. marta. Terminski ugovori za emisije ostali su relativno stabilni oko 70 €/t. Skok je bio gorivno uslovljen, a ne regulatorno.
Ova razlika je važna za modeliranje forward krive. Rast vođen ugljenikom obično signalizira regulatorne promene, dok rast vođen gasom ukazuje na geopolitičke i snabdevačke rizike.
Implikacije za drugi kvartal
Ako se prekidi u LNG snabdevanju nastave, terminske cene za Q2 verovatno će ostati iznad 100 €/MWh u Centralnoj i Jugoistočnoj Evropi. Ako se LNG tokovi brzo normalizuju, deo premijuma rizika mogao bi da se smanji, ali će volatilnost ostati povišena.
Oporavak proizvodnje iz vetra mogao bi delimično ublažiti pritisak tokom prolećne sezone. Međutim, sve dok gas ostaje marginalno gorivo u večernjim satima, minimalni cenovni nivo odražavaće clean spark ekonomiku.
Sesija od 03. marta ne predstavlja privremenu anomaliju. Ona pokazuje koliko brzo prirodni gas može ponovo preuzeti dominaciju u formiranju cena na integrisanim evropskim tržištima.
Rast obnovljivih izvora, hidro proizvodnja i prisustvo uglja menjaju strukturu proizvodnje, ali ne uklanjaju gas kao marginalni oslonac cena u kriznim uslovima.
U praktičnom smislu, Jugoistočna Evropa je ponovo ušla u gasom vođen režim formiranja cena. Spot tržišta iznad 110 €/MWh, dvocifren rast forward ugovora, kompresija spread-a sa Nemačkom i trajni italijanski premijum ukazuju na isti zaključak:
Gas ponovo određuje marginalni megavat.
