April 2026. godine obeležio je jednu od najoštrijih mesečnih korekcija na tržištima električne energije u centralnoj i jugoistočnoj Evropi još od kasnog leta 2025. godine, pri čemu su veleprodajne cene električne energije širom HU+SEE regiona značajno pale usled nižih cena gasa, urušavanja ekonomike proizvodnje iz fosilnih goriva, slabije potrošnje i rekordne solarne proizvodnje, što je u velikoj meri promenilo regionalnu tržišnu dinamiku.
Regionalni reper na berzi HUPX zatvoren je na nivou od 96,55 €/MWh, u odnosu na 117,35 €/MWh u martu, što predstavlja pad od 17,7% na mesečnom nivou. Većina SEE berzi pratila je isti trend, pa je hrvatski CROPEX 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. Ova korekcija praktično je spustila regionalne cene na najniže nivoe još od avgusta 2025. godine.
Uprkos širokom 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 su zagušenja mreže i ograničenja FBMC mehanizma nastavili da narušavaju konvergenciju cena između regiona CWE i SEE. Izveštaj navodi da je maksimalni DE-HU MaxExchange kapacitet ostao među najslabijim nivoima zabeleženim još od 2024. godine, uprkos blagim poboljšanjima.
Jedna od ključnih tema aprila bilo je ubrzano jačanje efekta „solar cannibalisation“ na SEE tržištima. Solarna proizvodnja dostigla je novi aprilski rekord, pri čemu je vršna regionalna solarna proizvodnja prosečno iznosila 8.272 MW, što je rast od 15,6% u odnosu na mart i 15,2% na godišnjem nivou.
Ovaj rast fundamentalno je promenio intradnevnu strukturu cena. Na HUPX-u su prosečne cene tokom sati H14–H15 postale negativne, dok je tržište tokom aprila zabeležilo čak 84 sata sa negativnim cenama, naspram svega 18 sati u martu. Istovremeno, Nemačka je registrovala 123 sata negativnih cena. Rezultat je tržište koje se sve više deli između snažno depresiranih podnevnih solarnih sati i skupih večernjih balansnih perioda.
Oblik cenovne krive postao je čak važniji od samog mesečnog proseka. Cene tokom kritičnih večernjih sati ostale su visoke, pa je HUPX u satu H21 prosečno iznosio oko 209 €/MWh, što pokazuje da fleksibilna proizvodnja, balansni kapaciteti i skladišna arbitraža nastavljaju da dobijaju strukturnu vrednost čak i tokom medveđih tržišnih uslova.
Istovremeno, ekonomika proizvodnje iz fosilnih goriva naglo se pogoršala. 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 direktno 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.
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, usled:
- 200 MW manje proizvodnje iz uglja
- 60 MW manjeg hidro potencijala
- 75 MW manjeg rada gasnih elektrana
Ovo postaje sve važnije za učesnike srpskog tržišta, jer se cene na SEEPEX-u više ne određuju samo domaćim troškovima proizvodnje ili hidrološkim uslovima. Tržište sada sve više oblikuju:
- poremećaji izvoza povezani sa CBAM mehanizmom
- pad profitabilnosti uglja
- prelivanje negativnih cena usled viška solarne energije u EU
- FBMC ograničenja i zagušenja mreže
- uvozna tražnja iz Ukrajine
- i nestašica fleksibilnosti tokom večernjeg rampiranja sistema.
Izveštaj više puta naglašava izvoz prema Ukrajini i Moldaviji kao dodatnu strukturnu „jedinicu potrošnje“ za SEE tržišta. Iako su ovi tokovi tehnički tranzitnog karaktera, oni zatežu regionalni odnos ponude i tražnje i povećavaju zavisnost od uvoza iz CORE regiona i Italije.
Hidro proizvodnja takođe je značajno oslabila tokom aprila, opavši za 1.105 MW na mesečnom nivou, čime je prvi put posle pet meseci pala ispod prosečnih sezonskih nivoa. Istovremeno, proizvodnja iz vetra smanjena je za oko 14%, što je delimično neutralisalo snažan rast solarne proizvodnje.
Šira implikacija jeste da SEE elektroenergetski sistemi postaju sve zavisniji od solarno dominantne strukture tokom podnevnih sati, dok istovremeno postaju ranjiviji tokom večernjih perioda rampiranja. To stvara strukturnu poslovnu osnovu za:
- implementaciju BESS sistema
- fleksibilnu proizvodnju iz gasa
- pomoćne sistemske usluge
- balansne kapacitete
- i optimizaciju interkonekcija.
Samo tržište gasa značajno je oslabilo tokom aprila. Austrijske CEGH spot cene gasa prosečno su iznosile 47,17 €/MWh, što je pad od 11,3% na mesečnom nivou, iako su i dalje ostale značajno iznad nivoa iz aprila 2025. godine.
Ipak, niže cene gasa nisu spasile 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, dok su niskoefikasne jedinice gubile skoro 38,7 €/MWh. Ekonomika vršnih proizvoda bila je još lošija.
To predstavlja snažan signal za buduću strategiju investiranja u SEE termo sektor. Tržišno orijentisana proizvodnja iz gasa, bez kapacitetnih mehanizama, prihoda od balansiranja ili monetizacije pomoćnih usluga, postaje sve teže opravdati u postojećoj tržišnoj strukturi kojom dominiraju višak solarne energije i visoki troškovi ugljenika.
Sama tržišta ugljenika ostala su na visokim nivoima. EUA jedinice prosečno su tokom aprila iznosile 73,8 €/t, što je oko 5,5% više nego u martu.
Deo izveštaja posvećen CBAM-u pruža jedan od najjasnijih ranih operativnih pokazatelja kako ovaj mehanizam menja trgovinu električnom energijom na Zapadnom Balkanu. Prema procenama Sekretarijata Energetske zajednice, navedenim u izveštaju, komercijalna prekogranična trgovina električnom energijom pala je za približno 25% u prvom kvartalu 2026. godine, iako su cene električne energije na Zapadnom Balkanu ostale oko 30 €/MWh niže od susednih tržišta EU.
Mehanizam 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.
Za Srbiju, Bosnu i Hercegovinu i Crnu Goru strateška implikacija postaje sve jasnija:
- izvozna struktura zasnovana na uglju brzo gubi konkurentnost
- dok izvoz podržan obnovljivim izvorima sa verifikovanim emisijama postaje sve vredniji.
Time se tržište pomera sa čistog okvira vrednovanja u €/MWh ka kombinovanom sistemu vrednovanja električne energije i ugljenika.
Regionalno tržište zato ulazi u suštinski drugačiju fazu u odnosu na energetski krizni ciklus iz perioda 2021–2023. Umesto isključivo eksplozivnog rasta cena izazvanog nestašicama, april 2026. pokazao je rastuću koegzistenciju:
- negativnih cena tokom podnevnih sati
- večernjih premija zbog nestašice fleksibilnosti
- strukturno slabije ekonomike fosilnih goriva
- poremećaja izazvanih CBAM mehanizmom
- i sve većeg razdvajanja između fleksibilnih i nefleksibilnih proizvodnih kapaciteta.
Za investitore i trgovce ključni zaključak aprila nije samo činjenica da su cene pale. Dublji strukturni signal jeste da SEE tržišta prelaze u sistem zasićen solarnom energijom, ograničen ugljeničnim politikama i zavisan od fleksibilnosti, u kojem vrednost energetskih postrojenja sve više zavisi od pozicioniranja po satima, a ne samo od bazne proizvodnje.
