Cene električne energije u Jugoistočnoj Evropi ostaju fragmentirane dok sezonski pad tražnje sudara sa zategnutom ponudom

Jugoistočna Evropa je ušla u april pod uticajem dve suprotstavljene sile: predvidivog sezonskog pada tražnje zbog uskršnjih praznika i manje predvidivog zaoštravanja ponude uslovljenog vremenskom nestabilnošću, cenama goriva i ograničenjima prekograničnog balansiranja. Umesto sinhronizovane korekcije, tržište je ispoljilo fragmentiran cenovni pejzaž koji potvrđuje da je JIE i dalje strukturno izdvojena cenovna zona u odnosu na širi evropski sistem.

Širok raspon cena uprkos ublažavanju na drugim delovima kontinenta

Nedelja 14 u 2026. godini, koja obuhvata period od 30. marta do 5. aprila, pokazuje ovu divergenciju. Dok su mnoga tržišta južne Evrope ostala iznad praga od 100 €/MWh uprkos opštem ublažavanju cena u zapadnoj i centralnoj Evropi, raspon cena u JIE bio je neuobičajeno širok—od 19,32 €/MWh u Turskoj do 136,15 €/MWh u Italiji. Ključna balkanska i centralno-istočna tržišta koncentrisala su se u rasponu od 106–114 €/MWh.

Ovakva struktura cena dodatno potvrđuje da JIE ne funkcioniše kao periferni dodatak EU tržištu, već kao poluautonomna cenovna zona gde lokalni faktori često nadjačavaju kontinentalne trendove. Iberijska tržišta su pala na oko 12–13 €/MWh zahvaljujući obnovljivim izvorima i slaboj tražnji, dok su tržišta JIE uglavnom odolevala pritisku pada cena.

Pad potrošnje se osetio, ali ponuda nije amortizovala udar

U osnovi razmimoilaženja između tražnje i ponude nalazi se neravnoteža koja se prelila na cenu. Potrošnja električne energije u JIE smanjena je za 2,30% na nedeljnom nivou, što odražava pad industrijske i komercijalne aktivnosti tokom praznika. Najizraženiji pad beleže Bugarska (-6,81%), Mađarska (-6,27%) i Italija (-3,78%).

Ipak, ponuda se nije prilagodila tako da podrži pad cena. Proizvodnja iz obnovljivih izvora smanjena je za 5,2%, prvenstveno zbog pada proizvodnje iz vetra od 6,2%. Veliki padovi zabeleženi su u Srbiji (-63,4%), Bugarskoj (-23,7%) i Rumuniji (-18,2%), čime je uklonjen deo jeftinije energije baš kada je tražnja slabija—što povećava oslanjanje na termoelektrane.

Hidroenergija je pružila delimično olakšanje kroz rast od 3,6%, ali efekat je bio neujednačen: Rumunija (+37,7%) i Hrvatska (+240,7%) beleže značajan skok, dok Srbija (-25,0%), Bugarska (-27,4%) i Grčka (-27,3%) imaju pad.

Termelektrane menjaju strukturu goriva; gas postaje marginalna opcija

Dinamika termo proizvodnje dodatno komplikuje sliku. Ukupna termo proizvodnja pala je za 1,4%, ali se promenila njena struktura: proizvodnja iz uglja i lignita smanjena je za 6,8%, dok je proizvodnja iz gasa porasla za 3,8%. To ukazuje na postepeni prelazak ka gasu kao marginalnom gorivu. U Italiji je gas porastao za 22,1%, dok Srbija beleži rast lignita od 55,2%, što reflektuje različite nacionalne strategije balansiranja.

Prekogranični tokovi ublažili zavisnost od spoljnih izvora—ali ne ravnomerno

Prekogranični tokovi dodaju još jedan sloj kompleksnosti. Ukupan neto uvoz u JIE smanjen je za 11,3% na 1.188,7 GWh, što sugeriše manju zavisnost od spoljne energije. Međutim ispod agregata kriju se velike promene: Srbija povećava neto uvoz za više od 130%, Grčka smanjuje izvoz za skoro 80%, a Bugarska i Rumunija prelaze iz izvoznika ka uravnoteženim ili uvoznim pozicijama.

Zbog toga sistem ostaje osetljiv na kratkoročne promene dostupnosti proizvodnje i tokova energije. Za razliku od zapadne Evrope gde visoka likvidnost pomaže da volatilnost bude blaža, tržišta JIE pokazuju oštrije cenovne reakcije.

Naredna nedelja donosi stabilizaciju unapred—ali premije ostaju

Početak nedelje 15 daje naznake stabilizacije: cene za isporuku unapred 8. aprila kretale su se između 80,41 €/MWh u Bugarskoj i Grčkoj i 97,39 €/MWh u Srbiji. To ukazuje na smanjenje pritiska naviše. Ipak suština ostaje ista: JIE ostaje visoko volatilno tržište sa premijum cenama unutar Evrope.

Gas: pad cena uz strukturnu napetost pred sezonu punjenja

Za razliku od električne energije koja pokazuje divergenciju unutar regiona prema širem evropskom trendu ublažavanja cena, evropsko tržište gasa beleži drugačiju dinamiku tokom nedelje 14—TTF fjučersi su iznosili u proseku 50,829 €/MWh (pad od 6,9%). Najniža vrednost zabeležena je 1. aprila (47,51 €/MWh), nakon čega sledi stabilizacija.

Padajuće cene povezane su sa smanjenjem geopolitičkog rizika—posebno zbog nižih tenzija oko odnosa SAD–Iran—što je ublažilo strah od poremećaja snabdevanja LNG-om. Sezonski faktori doprineli su dodatno: praznici i blago vreme smanjili su potrošnju gasa.

Ipak tržište ostaje strukturno zategnuto pre početka punjenja skladišta: skladišta gasa pala su na ispod 28% kapaciteta kapaciteta početkom sezone punjenja i ubrizgavanje kasni oko nedelju dana. Za sezonu punjenja očekuje se potreba za oko 140–145 milijardi m³ gasa tokom perioda punjenja; taj balans bi trebalo da bude postignut kombinacijom gasovoda, domaće proizvodnje i LNG uvoza tokom prethodne godine (2025.). Sa nižim zalihama početkom 2026., zavisnost od LNG-a raste—pri čemu dostupnost LNG-a zavisi od globalnih faktora i konkurencije sa Azijom.

LNG tokovi menjaju regionalnu sliku; integracija napreduje uz razlike

Regionalni tokovi pokazuju nove trendove: LNG uvoz u Grčku pao je za 31,6% tokom nedelje 14; istovremeno Italija beleži rast za 4,31%, a Hrvatska za čak 32%. Italija ostaje ključni LNG čvor za region (uz cenu električne energije koja dostiže najviši nivo među posmatranim zonama), dok Hrvatska—preko terminala Krk—dobija na značaju; Grčka pritom pokazuje veću varijabilnost.

Kada se posmatra odnos EU sistema i JIE zone kroz prizmu energetskih tokova električne energije i gasa vidi se dvostruka dinamika: integracija se produbljuje kroz povezanost terminalima LNG-a koji snabdevaju unutrašnja tržišta JIE širom regiona (Italija–Grčka–Hrvatska), ali razlike opstaju jer JIE zavisi više od hidroenergije i uglja nego zapadni sistemi te ima manju likvidnost koja pojačava volatilnost cena.

Šta to znači za učesnike na tržištu

Nedelja 14 pokazala je da JIE ne prati slepo kretanja cele Evrope: deluje kao integrisano ali autonomno tržište gde lokalni šokovi ponude mogu nadjačati sezonski pad tražnje. Za trgovce to znači složenije okruženje koje zahteva praćenje kako evropskih tako i domaćih faktora; industriji pak takva volatilnost može značiti višu cenu električne energije koja varira brže nego što bi to sugerisao širi kontinentalni trend.

U narednim godinama integracija će verovatno nastaviti da jača—ali upravo dualnost između povezivanja sistema i očuvanja regionalnih razlika verovatno će najviše uticati na to kako će cene reagovati tokom perioda stresa.