Dnevno tržište električne energije u Jugoistočnoj Evropi (day-ahead) zabeležilo je oštar pad cena u petak, 17. aprila 2026. godine, pri čemu je došlo do konvergencije naniže na gotovo svim tržišnim čvorištima, usled kombinacije jače proizvodnje iz obnovljivih izvora i smanjene potrebe za uvozom, što je ublažilo regionalni bilans ponude i tražnje.
Mađarski referentni indeks na HUPX zatvorio je trgovanje na 99,37 €/MWh, što predstavlja snažan pad od 28,3 €/MWh u odnosu na prethodni dan, dok je rumunski OPCOM pratio sa 99,29 €/MWh. Slovenački BSP SouthPool završio je na 99,80 €/MWh, a hrvatski CROPEX na 99,33 €/MWh, čime je potvrđena tesno povezana cenovna zona Centralne i Istočne Evrope oko nivoa od 100 €/MWh.
Dalje ka jugu, cene su pokazale izraženije odstupanje usled jače penetracije solarne energije. Srbija na SEEPEX pala je na 85,83 €/MWh (-29,3 €/MWh), bugarski IBEX na 85,97 €/MWh (-18,6 €/MWh), a albanski ALPEX na 84,44 €/MWh (-13,4 €/MWh), dok je Grčka ostala najniže cenovno tržište sa 77,40 €/MWh, što odražava snažnu kompresiju cena usled solarne proizvodnje u podnevnim satima. Crna Gora je bila izuzetak, sa cenom od 100,68 €/MWh, zadržavajući premiju u odnosu na region uprkos širem bearish trendu.
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, čime je eliminisana potreba za neto uvozom i sistem je prešao u izvoznu poziciju od 585 MW. Ovo predstavlja značajan zaokret u odnosu na prethodni dan kada je sistem zavisio od uvoza.
Obnovljivi izvori imali su presudnu ulogu u toj promeni. Proizvodnja vetra porasla je za +1.261 MW na 3.528 MW, dok je solarna proizvodnja povećana za +399 MW na 4.223 MW, zajedno potiskujući skuplju termoelektričnu proizvodnju. Proizvodnja iz gasa pala je za -818 MW na 3.305 MW, što ukazuje na jasan uticaj merit order efekta, dok je proizvodnja iz uglja blago smanjena na 4.411 MW. Hidroenergija je ostala osnova sistema sa 7.146 MW, uz blagi pad, dok je nuklearna proizvodnja ostala stabilna na 5.815 MW.
Uprkos padu spot cena, terminska tržišta i gorivni kompleks nisu dali snažnu potvrdu daljeg pada. Evropske emisijske dozvole porasle su na 74,69 €/t, dok je gas na austrijskom čvorištu CEGH blago porastao na 44,06 €/MWh. Mađarski terminski ugovori za električnu energiju takođe su ojačali, sa Week 17 na 103,50 €/MWh, Week 18 na 96,50 €/MWh i Cal-26 na 110,00 €/MWh, što ukazuje na razliku između kratkoročnih fizičkih uslova i očekivanja na forward tržištu.
Prekogranična dinamika dodatno je ojačala slabiji cenovni trend. Spread Mađarska–Nemačka suzio se na -5,3 €/MWh, što je pad od više od 22 €/MWh u odnosu na prethodni dan, smanjujući arbitražne podsticaje za uvoz iz centralne Evrope. Istovremeno, uvoz iz Austrije i Slovačke u HU+SEE region pao je za 747 MW, dok je ukupni neto uvoz regiona poboljšan za 618 MW.
Intraday profili cena odražavali su tipične prolećne uslove, ali bez ekstremnih stresnih signala. Tokom dana, cene su u podnevnim satima padale na veoma niske nivoe, sa minimumima od 8,7 €/MWh u Mađarskoj, 8,6 €/MWh u Rumuniji i gotovo nultim nivoima u Grčkoj. Vršne večernje cene ostale su povišene, ali kontrolisane, u rasponu od 150 do 165 €/MWh, što ukazuje da i dalje postoji večernji pik opterećenja, ali bez ekstremnog zatezanja sistema.
Regionalna struktura tokova i dalje pokazuje strukturne asimetrije. Tokom prethodne nedelje, Mađarska i Rumunija delovale su kao ključni distributivni hubovi, izvozeći ka Hrvatskoj i Zapadnom Balkanu, dok su Srbija i Bosna i Hercegovina ostale strukturno zavisne od uvoza. Grčka i Albanija nastavile su da pokazuju tipičnu volatilnost povezanu sa solarno vođenim promenama i ograničenjima interkonekcija.
Trgovački signal iz ove sesije je jasan: tržište Jugoistočne Evrope ušlo je u fazu slabijeg cenovnog pritiska vođenog obnovljivim izvorima, gde marginalni porast vetra i solarne proizvodnje brzo komprimuje cene duž cele krive. Konvergencija centralno-istočnih tržišta oko 99–100 €/MWh ukazuje na snažnu tržišnu integraciju u balansiranim uslovima, dok izraženiji padovi u Grčkoj, Bugarskoj i Srbiji ukazuju na lokalne viškove u dnevnim satima.
Gledano unapred, održivost ovog blažeg cenovnog režima zavisiće od stabilnosti proizvodnje iz obnovljivih izvora i kretanja potrošnje tokom vikenda. Sa prognoziranom potrošnjom oko 29,5 GW i stabilnim temperaturama, nastavak snažne proizvodnje vetra i sunca verovatno bi održao pritisak na pad cena, 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 120–160 €/MWh koji ostaje ugrađen u intraday krive.
