April 2026: nagli pad cena u SEE, ali i jasniji znakovi strukturne promene tržišta

April 2026. doneo je jednu od najizraženijih mesečnih korekcija na tržištima električne energije u centralnoj i jugoistočnoj Evropi još od kasnog leta 2025. godine. Iako je pad cena na prvi pogled signalizirao olakšanje, detalji iz regionalne berzanske slike ukazuju na dublju promenu: tržišna dinamika sve više se prelama preko solarne dominacije tokom dana, slabije ekonomike fosilnih goriva i rastućeg uticaja CBAM-a na prekograničnu razmenu.

Cene su pale, ali je disperzija ostala visoka

Regionalni reper na HUPX-u zatvoren je na 96,55 €/MWh, naspram 117,35 €/MWh u martu, što predstavlja pad od 17,7% na mesečnom nivou. Većina berzi u SEE regionu pratila je isti smer: hrvatski CROPEX je prosečno iznosio 90,42 €/MWh, slovenački BSP 88,79 €/MWh, bugarski IBEX 90,99 €/MWh, srpski SEEPEX 91,51 €/MWh, dok je grčki HENEX pao na 88,72 €/MWh. U izveštaju se navodi da je ova korekcija praktično spustila regionalne cene na najniže nivoe još od avgusta 2025. godine.

Međutim, uprkos padu apsolutnih cena, strukturni raspon između Mađarske i Nemačke ostao je uporno visok. HU-DE spread prosečno je iznosio 18,04 €/MWh (nešto više nego u martu), što pokazuje da zagušenja mreže i ograničenja FBMC mehanizma i dalje sprečavaju konvergenciju cena između regiona CWE i SEE. Izveštaj ističe da je maksimalni DE-HU MaxExchange kapacitet ostao među najslabijim nivoima zabeleženim još od 2024. godine, uprkos blagim poboljšanjima.

Solarna „cannibalisation“ preoblikovala intradnevnu krivu

Jedna od ključnih tema aprila bilo je ubrzano jačanje efekta „solar cannibalisation“ na SEE tržištima. Solarna proizvodnja dostigla je novi aprilski rekord: vršna regionalna solarna proizvodnja prosečno je iznosila 8.272 MW, što predstavlja rast od 15,6% u odnosu na mart i 15,2% u odnosu na godišnji nivo.

To se direktno prelilo na intradnevnu strukturu cena. Na HUPX-u su prosečne cene tokom sati H14–H15 postale negativne; tokom aprila zabeleženo je čak 84 sata sa negativnim cenama (naspram svega 18 sati u martu). U isto vreme, Nemačka je registrovala 123 sata negativnih cena. Rezultat je tržište koje se sve više deli između depresiranih podnevnih solarnih sati i skupljih večernjih balansnih perioda.

U takvom režimu oblik cenovne krive postaje važniji od samog mesečnog proseka: cene tokom kritičnih večernjih sati ostale su visoke. Na HUPX-u je u satu H21 prosečna cena iznosila oko 209 €/MWh, što ukazuje da fleksibilna proizvodnja, balansni kapaciteti i skladišna arbitraža zadržavaju strukturnu vrednost čak i kada su uslovi za baznu proizvodnju nepovoljni.

Kolaps ekonomike fosilnih izvora i pogoršanje uglja

Istovremeno sa padom veleprodajnih cena došlo je do naglog pogoršanja ekonomike proizvodnje iz fosilnih goriva. Proizvodnja iz uglja širom regiona pala je za skoro 2.000 MW na mesečnom nivou, dok je proizvodnja iz gasnih elektrana smanjena za približno 2.200 MW. Prema izveštaju, proizvodnja iz uglja dostigla je najniži aprilski nivo još od najmanje 2016. godine.

Izveštaj povezuje deo ovog kolapsa proizvodnje iz uglja van EU sa operativnim efektima mehanizma CBAM. Srbija i Bosna i Hercegovina posebno su zabeležile vidljivo slabiju proizvodnju iz termoelektrana na ugalj i pogoršanje izvoznih pozicija.

Srbija: manji hidro potencijal i slabiji rad gasnih jedinica pojačali pritisak

Energetski bilans Srbije značajno se pogoršao u odnosu na april 2025. godine: neto izvozna pozicija zemlje oslabila je za oko 440 MW na godišnjem nivou zbog oko:

– 200 MW manje proizvodnje iz uglja- 60 MW manjeg hidro potencijala- 75 MW manjeg rada gasnih elektrana

Za učesnike srpskog tržišta to postaje važno jer se cene na SEEPEX-u više ne formiraju samo domaćim troškovima ili hidrološkim uslovima. Tržište sada sve češće oblikuju poremećaji izvoza povezani sa CBAM-om, pad profitabilnosti uglja, prelivi negativnih cena usled viška solarne energije u EU te FBMC ograničenja i zagušenja mreže—uz dodatno opterećenje kroz uvozne tokove iz Ukrajine.

Večernja fleksibilnost postaje presudna; hidro slabi

Izveštaj naglašava da su tokovi izvoza prema Ukrajini i Moldaviji dodatna strukturna „jedinica potrošnje“ za SEE tržišta: iako su tehnički tranzitnog karaktera, oni zatežu odnos ponude i tražnje te povećavaju zavisnost od uvoza iz CORE regiona i Italije.

Hidro proizvodnja takođe je oslabila tokom aprila—za oko 1.105 MW na mesečnom nivou—pri čemu se prvi put posle pet meseci spustila ispod prosečnih sezonskih nivoa. Istovremeno, proizvodnja iz vetra smanjena je za oko 14%, delimično neutralisavši rast solarne energije.

Gas poskupljuje rizik bez garancije prihoda; EUA ostaje visoko

Iako su cene gasa pale tokom aprila (Austrijske CEGH spot cene prosečno su iznosile 47,17 €/MWh—pad od 11,3% mesečno), niže cene nisu popravile ekonomiku gasnih elektrana. Clean Spark Spread marže ostale su duboko negativne zbog slabih dnevnih cena električne energije, visokih troškova EUA jedinica i snažnog pritiska solarne proizvodnje na cene.

Izveštaj navodi da su visokoefikasne gasne elektrane beležile bazna opterećenja sa gubitkom od približno 23,1 €/MWh nakon troškova goriva i ugljenika; niskoefikasne jedinice gubile su skoro 38,7 €/MWh. Ekonomika vršnih proizvoda bila je još lošija.

Sama tržišta ugljenika ostala su visoko: EUA jedinice prosečno su tokom aprila iznosile 73,8 €/t (oko 5,5% više nego u martu).

CBAM urušava tradicionalnu arbitražu trgovine

Dio izveštaja posvećen CBAM-u daje rani operativni pokazatelj kako mehanizam menja trgovinu električnom energijom na Zapadnom Balkanu. Pre procenama Sekretarijata Energetske zajednice navedenim u izveštaju: komercijalna prekogranična trgovina električnom energijom pala je za približno 25% u prvom kvartalu 2026. godine—dok su cene električne energije na Zapadnom Balkanu ostale oko 30 €/MWh niže od susednih EU tržišta.

Mekanizam praktično urušava tradicionalnu arbitražnu ekonomiku jer se uvezena električna energija tretira prema podrazumevanim pretpostavkama o emisijama iz fosilnih goriva bez obzira na stvarni proizvodni miks. Crnogorska EPCG već je prijavila približno 13 miliona evra gubitaka u prvom kvartalu povezanih sa uvođenjem CBAM-a.

Šta to znači za investitore: vrednost po satima raste

Zbirno gledano za Srbiju, Bosnu i Hercegovinu i Crnu Goru strateška implikacija postaje jasna: izvozne strukture zasnovane na uglju brzo gube konkurentnost dok izvozi podržani obnovljivim izvorima sa verifikovanim emisijama postaju vredniji. Tržište se time pomera sa čistog okvira vrednovanja po € / MWh ka kombinovanom sistemu vrednovanja električne energije i ugljenika.

Regionalno tržište ulazi u fazu koja se razlikuje od energetskog kriznog ciklusa perioda 2021–2023., kada su dominirali šokovi koji vode eksplozivnim rastovima cena zbog nestašica. April pokazuje koegzistenciju negativnih cena tokom podnevnih sati uz večernje premije zbog nestašice fleksibilnosti; strukturno slabije ekonomike fosilnih goriva; poremećaja izazvanih CBAM-om; kao i sve veće razdvajanje između fleksibilnih i nefleksibilnih kapaciteta.

Za investitore i trgovce ključni zaključak nije samo to što su cene pale—već što SEE tržišta prelaze ka režimu zasićenosti solarnom energijom uz ograničenja energetskih politika vezanih za ugljenik i rast zavisnosti od fleksibilnosti. U takvom okruženju vrednost energetskih postrojenja sve više zavisi od pozicioniranja po satima nego od bazne proizvodnje.