Tržišta električne energije širom Jugoistočne i Centralne Evrope pokazala su fragmentiran trend 15. aprila 2026. godine, jer su padovi cena na ključnim tržištima bili u kontrastu sa naglim rastom u južnom Balkanu. Ova divergencija odražava lokalizovana ograničenja u snabdevanju, promene u proizvodnji iz obnovljivih izvora i pojačane prekogranične tokove, naglašavajući strukturnu složenost povezanog evropskog elektroenergetskog sistema.
Cene na tržištu dan-unapred oslabile su na većini povezanih tržišta. Mađarski HUPX se zaustavio na 140,67 €/MWh, uz pad od 3,5 €/MWh, dok je rumunski OPCOM pao na 134,98 €/MWh (pad od 4,8 €/MWh). Bugarski IBEX spustio se na 125,42 €/MWh, grčki HENEX na 125,87 €/MWh, slovenački BSP na 128,85 €/MWh, a hrvatski CROPEX na 130,03 €/MWh. Nemačko referentno tržište bilo je niže na 117,53 €/MWh, dok je Italija ostala relativno visoka na 140,19 €/MWh, što ukazuje na trajnu cenovnu neujednačenost širom Evrope.
Nasuprot tome, južna i slabije povezana tržišta zabeležila su značajan rast cena. Srpski SEEPEX porastao je na 132,99 €/MWh, severnomakedonski MEMO na 127,22 €/MWh, crnogorski BELEN na 122,16 €/MWh, dok je albanski ALPEX dostigao čak 146,50 €/MWh, najviši nivo u regionu tog dana. Ova kretanja ukazuju na lokalnu zategnutost ponude i ograničenja prenosnih kapaciteta, koja povremeno izdvajaju periferna tržišta iz šireg evropskog trenda.
Dinamika potrošnje i proizvodnje
Osnovni tržišni faktori ukazali su na zatezanje regionalnog balansa. Potrošnja električne energije porasla je na 30.837 MW, što predstavlja povećanje od 758 MW u odnosu na prethodni dan. Ukupna proizvodnja dostigla je 29.662 MW, uz podršku većeg učešća termoelektrana i povećanog uvoza, potvrđujući oslanjanje sistema na fleksibilne i upravljive kapacitete u uslovima promenljive proizvodnje iz obnovljivih izvora.
Neto uvoz je naglo porastao na 1.534 MW, što je rast od 1.116 MW na dnevnom nivou, dok je ukupni uvoz dostigao 2.782 MW, naglašavajući veću zavisnost od prekograničnih tokova. Širenje razlike između Mađarske i Nemačke (HU–DE) na 23,14 €/MWh dodatno ukazuje na relativnu zategnutost mađarskog tržišta, podstičući uvoz iz zapadne Evrope.
Termo proizvodnja imala je ključnu ulogu u balansiranju sistema. Proizvodnja iz gasnih elektrana porasla je na 4.103 MW (+992 MW), dok je proizvodnja iz uglja dostigla 4.590 MW (+398 MW). Nuklearna energija ostala je stabilna na 5.839 MW, dok je hidroenergija obezbedila značajnu fleksibilnost sa 7.193 MW, čineći najveći udeo u miksu.
Ukupna struktura proizvodnje pokazuje balansiran, ali termički podržan sistem, gde hidroenergija učestvuje sa oko 26%, nuklearna sa 21%, ugalj sa 16%, gas sa 15%, solar sa 14%, a vetar sa 7%.
Proizvodnja iz obnovljivih izvora i uticaj vremena
Trendovi u obnovljivim izvorima bili su mešoviti i nestabilni. Proizvodnja iz solarnih elektrana pala je na 3.956 MW (pad od 162 MW), dok je vetar dostigao 2.061 MW, uz minimalan rast. Prognoze su ukazivale na slabiju proizvodnju iz oba izvora, što je doprinelo lokalnom rastu cena i većem oslanjanju na termo kapacitete.
Temperature u SEE regionu i Mađarskoj kretale su se između 13°C i 16°C, blago iznad proseka, podržavajući umerenu potražnju. Kombinacija toplijeg vremena i promenljive proizvodnje iz OIE imala je značajan uticaj na intradnevnu volatilnost cena.
Prekogranični tokovi i tržišno povezivanje
Dinamika interkonekcija nastavila je da ima presudan uticaj na formiranje cena. SEE region zadržao je snažan uvoz iz Centralne Evrope, pri čemu su Austrija i Slovačka snabdevale Mađarsku i okolna tržišta. Cenovne razlike i zagušenja mreže doprineli su segmentaciji tržišta, naročito u južnom Balkanu gde je likvidnost niža.
Podaci o komercijalnim tokovima ukazuju na kontinuiranu razmenu između Bugarske, Rumunije, Mađarske, Srbije i Grčke, potvrđujući strateški značaj regionalne povezanosti za stabilnost sistema i konvergenciju cena.
Fjučers tržišta i energenti
Fjučers indikatori ukazali su na relativno stabilne izglede, uprkos volatilnosti na spot tržištu. Cena gasa na Centralnoevropskom gasnom čvorištu (CEGH) iznosila je 46,12 €/MWh, uz pad od 3,2 €/MWh, dok su dozvole za emisiju CO₂ (EUA) dostigle 74,87 €/t, uz rast od 2,3 €/t.
Mađarski elektroenergetski fjučersi ostali su stabilni: 17. nedelja – 104,50 €/MWh, 18. nedelja – 92,50 €/MWh, maj 2026 – 93,00 €/MWh, kalendar 2026 – 108,50 €/MWh, što ukazuje na očekivanja postepene stabilizacije tržišta.
Krive cena uglja i gasa pokazale su blagi pad, naglašavajući medveđi srednjoročni trend troškova, dok su cene emisija ostale visoke i značajne za formiranje marginalnih cena.
Intradnevni trendovi i volatilnost
Satni profili cena pokazali su izražene večernje pikove na većini berzi, usled pada solarne proizvodnje i stabilne potražnje. Na HUPX-u je cena dostigla dnevni maksimum od 275,1 €/MWh, potvrđujući značaj fleksibilnih kapaciteta poput gasnih elektrana i skladištenja energije.
Slični obrasci zabeleženi su u Rumuniji, Sloveniji i Grčkoj, ukazujući na sinhronizovanu dinamiku vršne potražnje u povezanom evropskom sistemu.
Dnevni podaci ukazuju na tri ključna trenda: trajnu cenovnu divergenciju, kontinuiranu ulogu termo kapaciteta u balansiranju i presudan značaj interkonekcija za stabilnost sistema.
U narednom periodu, poboljšanje vremenskih uslova i rast proizvodnje iz OIE mogu izvršiti pritisak na pad cena, dok geopolitički i tržišni rizici mogu održavati volatilnost. SEE tržišta će ostati posebno osetljiva na ograničenja mreže i promene u proizvodnom miksu.
Trgovačka sesija od 15. aprila 2026. godine jasno je pokazala kompleksno tržišno okruženje: pad cena u centralnim evropskim čvorištima nasuprot rastu u južnom Balkanu, potvrđujući ključnu ulogu regionalnih faktora u formiranju cena električne energije.
