Cene struje u Jugoistočnoj Evropi pale 17. aprila: više obnovljivih izvora i manji uvoz pritisnuli spot tržište

Spot cene električne energije na dnevnom tržištu u Jugoistočnoj Evropi (day-ahead) naglo su pale u petak, 17. aprila 2026. godine, pri čemu se trend konvergirao naniže na gotovo svim tržišnim čvorištima. Pad je prvenstveno povezan sa jačom proizvodnjom iz obnovljivih izvora i smanjenom potrebe za uvozom, što je ublažilo regionalni bilans ponude i tražnje.

Centralno-istočna zona se kretala oko 100 €/MWh

Mađarski referentni indeks na HUPX zatvorio je trgovanje na 99,37 €/MWh, što predstavlja pad od 28,3 €/MWh u odnosu na prethodni dan. Rumunski OPCOM završio je sa 99,29 €/MWh, slovenački BSP SouthPool na 99,80 €/MWh, a hrvatski CROPEX na 99,33 €/MWh. Time je potvrđena tesno povezana cenovna zona Centralne i Istočne Evrope oko nivoa od 100 €/MWh.

Južna tržišta su osetila jači solarni uticaj

Kada se ide dalje ka jugu, cene su pokazale izraženije odstupanje usled veće penetracije solarne energije. Srbija (SEEPEX) pala je na 85,83 €/MWh (-29,3 €/MWh), Bugarska (IBEX) na 85,97 €/MWh (-18,6 €/MWh), a Albanija (ALPEX) na 84,44 €/MWh (-13,4 €/MWh). Grčka je ostala najniže cenovno tržište sa 77,40 €/MWh, što odražava kompresiju cena tokom podnevnih sati pod uticajem solarne proizvodnje.

Crna Gora je bila izuzetak: cena je iznosila 100,68 €/MWh i zadržala premiju u odnosu na region uprkos širem bearish trendu.

Bilans ponude i potrošnje preokrenuo se u korist izvoza

Pad cena bio je pre svega posledica naglog poboljšanja sistema ravnoteže ponude i potrošnje. Ukupna proizvodnja porasla je na 29.714 MW, dok je potrošnja pala na 29.542 MW. Kao rezultat eliminisana je potreba za neto uvozom i sistem je prešao u izvoznu poziciju od 585 MW—značajan zaokret u odnosu na prethodni dan kada je zavisio od uvoza.

Vetar i solar potiskuju skuplju proizvodnju; gas pada uz merit order efekat

Obnovljivi izvori imali su ključnu ulogu u toj promeni strukture proizvodnje. Proizvodnja vetra povećana je za +1.261 MW na 3.528 MW, dok je solarna proizvodnja porasla za +399 MW na 4.223 MW, zajedno potiskujući skuplju termoelektričnu proizvodnju.

Istovremeno, proizvodnja iz gasa pala je za -818 MW na 3.305 MW, što ukazuje na jasan merit order efekat—odnosno da dodatna energija iz nižecenovnih izvora menja redosled aktiviranja elektrana. Proizvodnja iz uglja blago je smanjena na 4.411 MW.

Hidroenergija ostala je osnova sistema sa 7.146 MW uz blagi pad, dok je nuklearna proizvodnja ostala stabilna na 5.815 MW.

Forward tržište nije pratilo spot: emisije rastu, gas blago poskupljuje

Iako su spot cene pale, terminska tržišta i gorivni kompleks nisu dali snažnu potvrdu daljeg pada. Evropske emisijske dozvole porasle su na 74,69 €/t. Gas na austrijskom čvorištu CEGH blago je porastao na 44,06 €/MWh.

Mađarski terminski ugovori takođe su ojačali: Week 17 zatvoren je na 103,50 €/MWh, Week 18 na 96,50 €/MWh i Cal-26 na 110,00 €/MWh. To ukazuje da razlika između kratkoročnih fizičkih uslova i očekivanja na forward krivoj ostaje prisutna.

Smanjeni arbitražni podsticaji i slabiji neto tokovi ka HU+SEE

Prekogranična dinamika dodatno je pojačala slabiji cenovni trend kroz uži cenovni spread Mađarska–Nemačka: spustio se na -5,3 €/MWh (pad više od 22 €/MWh u odnosu na prethodni dan). Time su smanjeni arbitražni podsticaji za uvoz iz centralne Evrope.

Uvoz iz Austrije i Slovačke u HU+SEE region pao je za 747 MW. Istovremeno, ukupni neto uvoz regiona poboljšan je za dodatnih 618 MW.

Intraday profil bez ekstremnog stresa; večernji pik ostaje

Intraday profili cena odgovarali su tipičnim prolećnim uslovima bez ekstremnih stresnih signala: tokom dana cene su padale ka veoma niskim nivoima—minimumi su zabeleženi kao osamdesetih jedinica evra po megavat-satu: Mađarska (8,7 €/MWh), Rumunija (8,6 €/MWh) i gotovo nulti nivoi u Grčkoj.

Ipak, večernje cene ostale su povišene ali kontrolisane—u rasponu od približno 150 do 165 €/MWh—što sugeriše da postoji večernji pik opterećenja bez ekstremnog zatezanja sistema.

Zavisnost pojedinih zemalja od tokova ostaje strukturna

Regionalna struktura tokova pokazuje asimetrije: tokom prethodne nedelje Mađarska i Rumunija delovale su kao ključni distributivni hubovi izvozeći ka Hrvatskoj i Zapadnom Balkanu. Srbija i Bosna i Hercegovina ostale su strukturno zavisne od uvoza.

Grčka i Albanija nastavile su da pokazuju volatilnost povezanu sa promenama vođenim solarnom proizvodnjom i ograničenjima interkonekcija.

Šta to znači za naredne dane

Trgovački signal sesije može se sažeti kao prelazak tržišta Jugoistočne Evrope u režim slabijeg cenovnog pritiska vođenog obnovljivim izvorima: marginalni porast vetra i solarne proizvodnje brzo komprimuje cene duž cele krive spot tržišta.

Konvergencija centralno-istočnih tržišta oko raspona od približno 99–100 €/MWh ukazuje da integracija radi posebno kada su bilansi relativno uravnoteženi. Istovremeno, veći padovi zabeleženi su tamo gde se lokalno pojavljuju viškovi tokom dnevnih sati—posebno u Grčkoj te delovima juga poput Bugarske i Srbije.

Održivost blažeg cenovnog režima zavisiće od stabilnosti proizvodnje iz obnovljivih izvora i kretanja potrošnje tokom vikenda: uz prognoziranu potrošnju oko 29,5 GW i stabilne temperature očekuje se da bi nastavak snažne proizvodnje vetra i sunca održao pritisak nadole cenama posebno u južnim tržištima. Međutim, svaki pad proizvodnje iz obnovljivih izvora mogao bi brzo vratiti večernju napetost i podići vršne cene ponovo ka opsegu od približno 120–160 €/MWh koji ostaje ugrađen u intraday krive.