Divergencija cena struje u Evropi: padovi u centralnim čvorištima i skokovi na južnom Balkanu 15. aprila 2026.

Evropsko tržište električne energije 15. aprila 2026. pokazalo je jasnu regionalnu podelu: dok su cene na većini centralnih berzi oslabile, južni Balkan je zabeležio nagli rast. Ovakva divergencija podseća investitore da se cena ne formira samo na osnovu šireg evropskog trenda, već i kroz lokalna ograničenja snabdevanja, promene u proizvodnji iz obnovljivih izvora i zagušenja koja preusmeravaju tokove između tržišta.

Centralna tržišta: padovi cena dan-unapred

Na povezanim tržištima cene dan-unapred su se kretale naniže. Mađarski HUPX se zaustavio na 140,67 €/MWh (pad od 3,5 €/MWh), dok je rumunski OPCOM pao na 134,98 €/MWh (pad od 4,8 €/MWh). Bugarski IBEX spustio se na 125,42 €/MWh, grčki HENEX na 125,87 €/MWh, slovenački BSP na 128,85 €/MWh, a hrvatski CROPEX na 130,03 €/MWh.

Nemačko referentno tržište bilo je niže na 117,53 €/MWh, dok je Italija ostala relativno visoka na 140,19 €/MWh. Takav raspon ukazuje na trajnu neujednačenost cenovnih signala širom Evrope.

Južni Balkan: rast cena uprkos slabijem okruženju

Suprotno tome, južna i slabije povezana tržišta zabeležila su značajan porast cena. Srpski SEEPEX porastao je na 132,99 €/MWh, severnomakedonski MEMO na 127,22 €/MWh i crnogorski BELEN na 122,16 €/MWh. Najveći skok zabeležio je albanski ALPEX koji je dostigao čak 146,50 €/MWh—najviši nivo u regionu tog dana.

Prema podacima iz izveštaja, ovakva kretanja odražavaju lokalnu zategnutost ponude i ograničenja prenosnih kapaciteta koja povremeno izdvajaju periferna tržišta iz šireg evropskog trenda.

Potrošnja i proizvodnja: termička fleksibilnost u prvom planu

Osnovni faktori balansa ukazali su na zatezanje regionalne slike. Potrošnja električne energije porasla je na 30.837 MW (+758 MW u odnosu na prethodni dan), dok je ukupna proizvodnja dostigla 29.662 MW uz podršku većeg učešća termoelektrana i povećanog uvoza.

Neto uvoz naglo je porastao na 1.534 MW (+1.116 MW dnevno), a ukupni uvoz dostigao je 2.782 MW—što dodatno naglašava oslanjanje sistema na prekogranične tokove kada domaća ponuda nije dovoljna ili kada se promeni struktura proizvodnje.

Termo proizvodnja imala je ključnu ulogu u balansiranju: gasne elektrane povećale su proizvodnju na 4.103 MW (+992 MW), dok je proizvodnja iz uglja porasla na 4.590 MW (+398 MW). Nuklearna energija ostala je stabilna na 5.839 MW, a hidroenergija obezbedila fleksibilnost sa 7.193 MW—najvećim udarom u miksu.

U strukturi proizvodnje navedeno je da hidroenergija učestvuje sa oko 26%, nuklearna sa oko 21%, ugalj sa oko 16%, gas sa oko 15%, solar sa oko 14%, a vetar sa oko 7%.

Obnovljivi izvori i vreme: slabiji solar doprinosi volatilnosti

Trendovi iz obnovljivih izvora bili su mešoviti i nestabilni: proizvodnja iz solarnih elektrana pala je na 3.956 MW (pad od 162 MW), dok je vetar dostigao 2.061 MW uz minimalan rast. Prognoze su ukazivale i na slabiju proizvodnju iz oba izvora tokom perioda posmatranja, što se uklapa u lokalni rast cena i veće oslanjanje na termo kapacitete.

Temperature u SEE regionu i Mađarskoj kretale su se između 13°C i 16°C—blago iznad proseka—podržavajući umerenu potražnju. U kombinaciji sa promenljivom proizvodnjom iz OIE to objašnjava intradnevnu osetljivost cena.

Prekogranični tokovi: zagušenja segmentiraju tržišta

Dinamika interkonekcija ostala je presudan faktor formiranja cena. SEE region beležio je snažan uvoz iz Centralne Evrope; Austrija i Slovačka snabdevale su Mađarsku i okolna tržišta. Cenovne razlike i zagušenja mreže doprineli su segmentaciji tržišta—posebno u južnom Balkanu gde je likvidnost niža.

Komerijalni tokovi ukazuju da razmena postoji između Bugarske, Rumunije, Mađarske, Srbije i Grčke, što ističe strateški značaj regionalne povezanosti za stabilnost sistema i konvergenciju cena.

Fjučersi i energenti: stabilnije očekivanje uz visoke emisije

Iako spot tržište pokazuje volatilnost, fjučers indikatori ukazuju na relativno stabilne izglede. Cena gasa na CEGH-u iznosila je 46,12 €/MWh (pad od 3,2 €/MWh), dok su EUA dozvole dostigle 74,87 €/t (rast od 2,3 €/t).

Mađarski elektroenergetski fjučersi ostali su stabilni: za “17. nedelju” navedeno je 104,50 €/MWh; za “18. nedelju” 92,50 €/MWh; maj 2026 bio je na nivou od 93,00 €/MWh; kalendarna godina “2026” završava se vrednošću od 108,50 €/MWh—što sugeriše očekivanja postepene stabilizacije.

Krive cena uglja i gasa pokazale su blagi pad srednjeročnih troškova troškova (“medveđi” trend), ali emisije CO₂ ostaju visoke i značajne za marginalne cene.

Intradnevni profili: večernji pikovi usred pada solarne proizvodnje

Satni profili cena imali su izražene večernje pikove širom većine berzi zbog pada solarne proizvodnje uz relativno stabilnu potražnju. Na HUPX-u cena je dostigla dnevni maksimum od 275,1 €/MWh—što potvrđuje važnost fleksibilnih kapaciteta poput gasnih elektrana i skladištenja energije.

Sličan obrazac zabeležen je u Rumuniji, Sloveniji i Grčkoj kao znak sinhronizovane dinamike vršne potražnje unutar povezanog evropskog sistema.

Šta ovo znači za naredni period

Dnevni podaci izdvajaju tri ključna trenda: trajnu cenovnu divergenciju između regiona; kontinuiranu ulogu termo kapaciteta u balansiranju; i presudan značaj interkonekcija za stabilnost sistema. U narednom periodu poboljšanje vremenskih uslova i rast proizvodnje iz OIE mogu vršiti pritisak ka padu cena—dok geopolitički i tržišni rizici mogu održavati volatilnost.

SEE tržišta će posebno ostati osetljiva na ograničenja mreže i promene u proizvodnom miksu; zato će investitori morati pažljivo pratiti kombinaciju prekograničnih tokova i varijacija obnovljivih izvora koje mogu brzo preokrenuti cenovne signale između centralne Evrope i južnog Balkana.