Jugoistočna Evropa: april 2026. razotkrio strukturno skuplju i volatilniju energetsku premiju

April 2026. doneo je korekciju na evropskim tržištima električne energije, ali je za jugoistočnu Evropu poruka bila jasna: pad cena nije poništio strukturne razloge zbog kojih region ostaje među skupljim i najvolatilnijim delovima kontinenta. Dok su cene električne energije u široj Evropi pale, gasne i ugljenične osnove — uz ograničenja prenosa i rizike povezane sa ugljenikom — nastavile su da oblikuju terminske krive i održavaju premiju u regionu.

Električna energija: korekcija cene, ali trajna regionalna premija

Na nivou cele Evrope, veleprodajni pokazatelji cena električne energije zabeležili su oštar mesečni pad tokom aprila nakon ranije ekstremne volatilnosti. Prosečne cene na 16 najvećih evropskih berzi pale su u proseku za 14,89% na mesečnom nivou, ali su i dalje bile 18,73% više u odnosu na isti period prethodne godine, što ukazuje da se sezonska normalizacija nije pretvorila u povratak na niže strukturne nivoe.

Za jugoistočnu Evropu ključni signal nije bio samo pad, već relativna otpornost regionalnih tržišta u poređenju sa zapadnom Evropom. Italija je ostala tržište sa najvišim cenama među velikim evropskim ekonomijama, sa prosekom od 119,47 €/MWh. Tržišta povezana sa JIE — uključujući Grčku, Sloveniju, Bugarsku i Rumuniju — zadržala su se u visokom rasponu od 88–96 €/MWh.

Ovakva struktura potvrđuje da region ostaje strukturno zategnut: volatilnost hidrologije, ograničenja termoenergetskog parka, uska grla na interkonekcijama i oslanjanje na uvoznu marginalnu proizvodnju nastavljaju da drže cene električne energije povišenim.

Italijanska premija kao oslonac regionalnog formiranja cena

Italijansko tržište ostaje dominantno za formiranje cena u regionu JIE. Italijanski PUN indeks iznosio je u proseku 119,47 €/MWh. U istom periodu nemački prosek bio je 78,52 €/MWh, dok je francuski prosek iznosio svega 39,80 €/MWh. Održavanje italijanske premije važno je za balkanske izvoznike jer podržava atraktivnu ekonomiku izvoza proizvođača povezanih interkonekcijama — posebno tokom večernjih vršnih sati kada proizvodnja iz solarnih elektrana opada.

U Grčkoj je prosečna veleprodajna cena iznosila 88,72 €/MWh (pad od 6,61% mesečno). Bugarski IBEX bio je na 90,99 €/MWh, rumunski OPCOM na 95,55 €/MWh, dok je slovenački South Pool prosečno dostigao 94,89 €/MWh. Time se potvrđuje da su tržišta jugoistočne Evrope znatno skuplja od Iberijskog poluostrva i Francuske čak i tokom perioda snažne penetracije obnovljivih izvora drugde u Evropi.

Gas i ugljenik: zalihe su niske, terminske krive problematične

Iako su spot cene gasa pale na mesečnom nivou tokom aprila, tržište ostaje pod pritiskom zbog istorijski povišenih nivoa zabrinutosti oko dostupnosti LNG-a. Razlozi uključuju nestabilnost na Bliskom istoku i slab nivo evropskih skladišta pred sezonu punjenja.

U Evropskoj uniji skladišta gasa su ušla u sezonu punjenja sa popunjenošću od približno 28%, značajno ispod nivoa iz prethodnih godina. Nemačka je bila na svega 22%, dok je Holandija bila kritično nisko sa samo 5% popunjenosti. Za jugoistočnu Evropu to ima poseban značaj jer regionalna gasna infrastruktura ostaje relativno plitka i visoko zavisna od uvozne fleksibilnosti: svako dodatno zatezanje dostupnosti LNG-a ili smanjenje norveških tokova može se brzo preliti u pritisak marginalnih cena širom balkanskih gasnih i elektroenergetskih tržišta.

Norveška ostaje centralni faktor stabilnosti evropskog gasnog sistema: isporuke gasovodima ka severozapadnoj Evropi dostigle su 9,2 milijarde kubnih metara tokom aprila, uglavnom u skladu sa petogodišnjim prosekom uprkos sezonskom održavanju i nekoliko neplaniranih prekida.

Dodatno opterećenje dolazi iz geopolitičkih rizika koji utiču na LNG tokove preko Hormuškog moreuza i izvozne infrastrukture Katara. April je pokazao koliko brzo LNG cene mogu preoblikovati globalni sistem: azijski kupci nadmetali su se za terete LNG-a dok je Evropa pokušavala da obnovi iscrpljene zalihe.

Rezultat takve strukture jeste bekvardacija na terminskim krivama umesto sezonskog podsticaja za ubrizgavanje gasa u skladišta. Slabljenje sezonskih cenovnih razlika smanjuje komercijalni motiv da se skladišta agresivno pune pred zimu 2026/27 — što povećava verovatnoću da će se kasnije tokom godine pojaviti jači skokovi troškova.

Rizik po elektroenergetske cene JIE kroz marginalne gasne jedinice

Za elektroenergetska tržišta jugoistočne Evrope to stvara sve značajniji strukturni rizik: gasne elektrane ostaju ključna marginalna balansna sredstva širom Grčke, Italije (u širem kontekstu), Mađarske i delova Balkana. Ako se zalihe gasa tokom leta ne obnove dovoljno, terminske cene električne energije za četvrti kvartal 2026. i prvi kvartal 2027. mogle bi kasnije tokom godine snažno porasti.

Kao dodatni sloj pritiska pojavljuju se troškovi ugljenika. Cena EU ETS dozvola kretala se iznad 70 €/tCO₂ tokom većeg dela aprila, dok je prvi zvanični referentni nivo za CBAM sertifikate postavljen na 75,36 €/tCO₂. To posebno pogađa jugoistočnu Evropu jer sistemi regiona ostaju znatno ugljenično intenzivniji od onih u zapadnoj Evropi.

Proizvodnja iz uglja i lignita ima ključnu balansnu ulogu u Srbiji, Bosni i Hercegovini (kroz navedeni kontekst), Severnoj Makedoniji, Bugarskoj, Grčkoj i Rumuniji. Zbog toga visoke cene ugljenika direktno održavaju više veleprodajne cene električne energije širom berzi JIE.

Šta to znači za investitore: volatilnost kao ekonomski signal

Ipak, ista ugljenična dinamika poboljšava dugoročnu konkurentnost obnovljivih izvora energije (uz gotovo nulti marginalni trošak), baterijskih sistema za skladištenje i niskougljeničnih PPA ugovora širom Balkana. Sve veće razdvajanje između ugljenično intenzivne marginalne proizvodnje i obnovljivih izvora jača ekonomiku dobro pozicioniranih vetro- i solarnog portfolija povezanih na čvorove sposobne za izvoz energije.

Hidrologija i proizvodnja iz obnovljivih izvora ostaju ključne promenljive pred leto 2026. Iako je prolećna proizvodnja pomogla obaranju cena u zapadnoj Evropi, jugoistočna Evropa ostaje ranjivija na hidrološku volatilnost i letnje skokove potražnje za hlađenjem — naročito relevantno za Grčku, Rumuniju, Bugarsku i Srbiju gde sezonski rast potrošnje može brzo zategnuti bilanse.

Regionalna cenovna struktura nastavlja da podržava investicionu logiku za baterije zahvaljujući unutardnevnoj volatilnosti, prekograničnim zagušenjima te intermitentnosti obnovljivih izvora. Razlike između dnevnih i večernjih vršnih cena stvaraju arbitražne prilike koje postaju „bankabilnije“, a dinamika interkonekcija između Italije—Grčke—Balkana posebno privlači developere skladišta ka čvorovima sa visokom volatilnošću.

Pazljivost učesnika raste uprkos trgovinskim prilikama

Iako cenovne razlike podstiču prekogranične trgovce električnom energijom kao i pružaoce balansnih usluga i operatere baterijskih sistema za skladištenje energije (zahvaljujući prihodima od zagušenja), obimi trgovanja ukazuju na opreznije okruženje. Obim trgovine na grčkom HENEX-u pao je za 23,3% na mesečnom nivou; volumeni na rumunskom OPCOM-u smanjeni su za gotovo 16%. Pad sugeriše slabiju industrijsku aktivnost i nižu prolećnu potražnju — ali istovremeno govori o rastućem oprezu učesnika suočenih sa volatilnim troškovima goriva i emisija ugljenika.

Sve veća „premium“ zona volatilnosti umesto normalizacije

Sveukupno posmatrano april 2026. pokazao je da energetska tržišta jugoistočne Evrope više ne prate samo šire evropske trendove. Region razvija sopstvenu logiku formiranja cena zasnovanu na prekograničnim ograničenjima prenosa, izloženosti troškovima ugljenika kroz ETS/CBAM mehanizme te dinamici uvoza goriva uz izazove integracije obnovljivih izvora.

Za investitore, trgovce energetskim kompanijama i industrijske izvoznike to znači da će upravljanje rizikom morati biti prilagođeno realnosti dugotrajnije cenovne neizvesnosti — gde povratak „normalizaciji“ kakva se pamti pre perioda pre 2021. godine postaje manje verovatan scenarijo bez stabilnijeg signala iz gasnog lanca snabdevanja tokom leta.