SEE tržišta električne energije se smiruju: pad cena prati naglo smanjenje neto uvoza i slabiju potražnju

Tržišta električne energije u jugoistočnoj Evropi (SEE) 16. aprila 2026. godine zabeležila su široko smirivanje day-ahead cena nakon prethodnog skoka, pri čemu je gotovo svako tržište zabeležilo pad. Iako je potražnja blago oslabila, ključni okidač korekcije ležao je u fizičkom balansu sistema: neto uvoz je naglo opao, a solarna proizvodnja je takođe bila niža nego dan ranije.

Regionalne cene: uredan pad umesto kolapsa

Raspon cena bio je širok, ali kontrolisan. Mađarska je trgovala po €127,65/MWh, Rumunija po €121,10/MWh, Srbija po €115,16/MWh, Hrvatska po €115,07/MWh i Slovenija po €113,75/MWh. Severna Makedonija je bila na €113,84/MWh, Crna Gora na €109,16/MWh i Bugarska na €104,53/MWh. Albanija je zabeležila €97,89/MWh, dok je Grčka bila najjeftinija sa €91,60/MWh.

U odnosu na 15. april najdublji dnevni padovi zabeleženi su u Albaniji (-€48,6/MWh) i Grčkoj (-€34,3/MWh). Mađarska i Rumunija su pale za oko €13–13,9/MWh.

Fizički balans: potražnja slabija, ali presudno manje neto uvoza

Ukupna potrošnja u SEE pala je na 30.184 MW prosečno (282 MW manje na dnevnom nivou), dok je ukupna proizvodnja opala još snažnije na 29.052 MW (1.048 MW manje). Međutim, najveći pomak došao je sa strane neto uvoza: sistem se sa 1.414 MW neto uvoza 15. aprila spustio na samo 49 MW 16. aprila—kontrakcija od 1.462 MW.

Uvozna zavisnost se videla i kroz HU-linked zonu: neto uvoz tamo pao je na 1.507 MW (-1.109 MW). Upravo taj preokret objašnjava zašto su cene pale bez naglog sloma—potražnja nije nestala iz trenda slabljenja, ali se oslonac koji je prethodnog dana podržavao tržište kroz uvoz gotovo izgubio.

Struktura proizvodnje: prolećni “shoulder” obrazac i manji solarni doprinos

Struktura proizvodnje odgovara tipičnom prolećnom “shoulder” obrascu. Hidro je porastao na 7.434 MW, ugalj na 4.659 MW i gas na 4.124 MW; vetar je bio na 2.247 MW. Istovremeno, solarna proizvodnja pala je na 3.487 MW—što predstavlja smanjenje od 812 MW na dnevnom nivou.

Nuklearna proizvodnja ostala je stabilna oko 5.825 MW. Drugim rečima, tržište nije bilo vođeno novim solarnim talasom već kombinacijom jačeg hidro i termo doprinosa uz gubitak dela prethodne solarne podrške—što pomaže da se razume umerenost pada cena.

Mađarska ostaje cenovni lider uprkos korekciji

Mađarska je uprkos padu zadržala poziciju cenovnog lidera regiona. Spread HU-DE suzio se na €16,96/MWh (-€6,2/MWh), ali ostaje dovoljno širok da Mađarsku drži iznad vrha regionalne strukture cena.

Terminska kriva sugeriše da tržište vidi Mađarsku kao strukturno zategnutiju u odnosu na Nemačku: spreadovi za HU-DE iznose oko €18,5/MWh (Week 17), €16/MWh (Week 18), €16/MWh (May-26) i €20/MWh (Cal-26).

Intraday dinamika: večernji pik ostaje dominantan

Intraday slika dodatno potvrđuje obrazac regionalne dinamike: i dalje dominira večernji pik (sat 20–22) kao najskuplji period na svim glavnim berzama (HUPX, OPCOM, BSP i HENEX). Sredina dana ostaje slabija zbog prisustva solara—iako u manjem obimu nego prethodnog dana.

Dnevni rasponi ostaju izraženi: Mađarska dostiže maksimum od €278,0/MWh (uz minimalne vrednosti blizu nule u pojedinim satima), Rumunija do €220,4/MWh, Srbija do €171,0/MWh i Grčka do €165,7/MWh za najskuplje sate koje su navedene kao referentne tačke raspona.

Zapadni Balkan prati centralnu Evropu; prekogranični tokovi potvrđuju “tight” profil Srbije

Za Zapadni Balkan Srbija i Crna Gora ostaju usklađene sa centralnim evropskim obrascem više nego sa znatno slabijom Grčkom. SEEPEX (€115,16/MWh) i BELEN (€109,16/MWh) prate pad cena i ostaju u sredini regionalnog spektra.

Srbija pokazuje izražen večernji skok uz relativno stabilnu strukturu off-peak sati—signal da sistem nije prekomerno “long” tokom solarnog dela dana.

Podaci o prekograničnim tokovima idu u prilog toj interpretaciji: Rumunija (~1.041 MW izvoz), Grčka (~1.215 MW) i Bugarska (~1.041 MW) bili su neto izvoznici; Hrvatska (-616 MW), Srbija (-338 MW) i Mađarska (-798 MW) ostali su neto kupci energije.

Zbog toga Srbija ostaje strukturno “tight” tržište koje koristi regionalno popuštanje cenovnih uslova nakon korekcije—ali ne konvergira ka najnižim cenama viđenim kod Grčke.

Mekši makroenergetski okvir dodatno pojačao silazni pritisak

Korekciju cena podržali su i blago slabiji makroenergetski pokazatelji: CEGH gas bio je €43,93/MWh (-€2,2), grčki gas marker €47,69/MWh (-€1,9), dok su EUA emisijske jedinice pale na €74,15/t (-€0,7). Terminski ugljeni ugovori takođe su oslabili.

Ipak, ovi pokreti nisu predstavljeni kao glavni pokretači korekcije—pre svega se ističe promena fizičkog balansa kroz neto tokove i kretanje solarne proizvodnje.

Zaključak: korekcija režima ne menja strukturu rizika

Sve zajedno ukazuje da je 16. april više korekcija nakon prethodnog skoka nego promena režima trgovanja: cene su pale zbog povlačenja nakon rasta iz prethodne sesije i zbog naglog smanjenja neto uvoza koje je uklonilo raniji oslonac tržištu. I dalje važi obrazac izražene večernje skupoće; Mađarska ostaje strukturno iznad Nemačke; a region zavisi od kombinacije hidro/termo doprinosa i prekograničnih tokova.

Naredni faktori navedeni kao ključni jesu solarni oporavak (ili njegov izostanak), hidro trend i nivo zavisnosti od uvoza—SEE trenutno jeste mekši nego dan ranije po cenama koje dominiraju day-ahead segmentom, ali fundamentalno još nije okarakterisan kao “labav” sistem.