Tržišta električne energije i gasa u jugoistočnoj Evropi ušla su tokom aprila 2026. godine u fragmentisanije cenovno okruženje, pri čemu su veleprodajni pokazatelji cena električne energije širom kontinentalne Evrope zabeležili oštar mesečni pad, dok su gasna tržišta ostala strukturno zategnuta uprkos privremenom popuštanju spot cena. Najnoviji regionalni podaci pokazuju da elektroenergetska tržišta JIE sve više balansiraju između slabije prolećne potražnje, jače proizvodnje iz obnovljivih izvora, trajnih prekograničnih zagušenja i povišenih premija rizika povezanih sa ugljenikom i gasom, koje nastavljaju da utiču na strukturu terminskih cena.
Tržišta električne energije širom Evrope doživela su široku korekciju tokom aprila nakon ekstremne volatilnosti zabeležene ranije tokom godine. Prosečne veleprodajne cene na 16 najvećih evropskih berzi pale su u proseku za 14,89% na mesečnom nivou, iako su i dalje ostale 18,73% više na godišnjem nivou, što pokazuje koliko su cene električne energije i dalje strukturno povišene uprkos sezonskoj normalizaciji.
Za jugoistočnu Evropu najvažniji signal nije bio sam mesečni pad cena, 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, dok su tržišta povezana sa JIE regionom — uključujući Grčku, Sloveniju, Bugarsku i Rumuniju — ostala u visokom rasponu od 88–96 €/MWh.
Ovakva cenovna struktura dodatno potvrđuje da jugoistočna Evropa ostaje jedna od strukturno najzategnutijih elektroenergetskih regija Evrope, gde volatilnost hidrologije, ograničenja termoenergetskog parka, uska grla na interkonekcijama i zavisnost od uvozne marginalne proizvodnje nastavljaju da održavaju visoke tržišne cene električne energije.
Italijansko tržište i dalje predstavlja dominantni oslonac za formiranje cena u regionu JIE. Italijanski PUN indeks iznosio je u proseku 119,47 €/MWh, ostajući značajno iznad nemačkog proseka od 78,52 €/MWh i izuzetno slabog francuskog proseka od svega 39,80 €/MWh. Održavanje ove italijanske premije od ključnog je značaja za balkanske izvoznike jer podržava veoma atraktivnu ekonomiku izvoza za proizvođače iz regiona povezane interkonekcijama, naročito tokom večernjih vršnih sati kada proizvodnja iz solarnih elektrana opada.
Grčka je zabeležila prosečnu veleprodajnu cenu električne energije od 88,72 €/MWh, što predstavlja pad od 6,61% na mesečnom nivou, dok je bugarski IBEX prosečno iznosio 90,99 €/MWh, a rumunski OPCOM dostigao 95,55 €/MWh. Slovenački South Pool prosečno je iznosio 94,89 €/MWh. Ove vrednosti potvrđuju da tržišta jugoistočne Evrope ostaju znatno skuplja od Iberijskog poluostrva i Francuske, čak i tokom perioda snažne penetracije obnovljivih izvora energije u drugim delovima Evrope.
Regionalni profil cenovnih razlika nastavlja da stvara atraktivne uslove za prekogranične trgovce električnom energijom, pružaoce balansnih usluga i operatere baterijskih sistema za skladištenje energije. Postojane razlike između Italije i centralne Evrope, u kombinaciji sa ponavljajućim ograničenjima prenosa na Balkanu, nastavljaju da podržavaju prihode od zagušenja i arbitražne strategije zasnovane na volatilnosti tržišta.
Međutim, obimi trgovanja ukazuju na opreznije tržišno okruženje. Obim trgovine na grčkom HENEX-u pao je za 23,3% na mesečnom nivou, dok su volumeni na rumunskom OPCOM-u smanjeni za gotovo 16%. Ovaj pad sugeriše slabiju industrijsku aktivnost i nižu prolećnu potražnju, ali i rastući oprez tržišnih učesnika suočenih sa volatilnim troškovima goriva i ugljeničnih emisija.
Šire evropsko tržište električne energije istovremeno je bilo pod uticajem dramatičnog preoblikovanja osnova tržišta goriva. Cene gasa, iako niže na mesečnom nivou tokom aprila, ostaju istorijski povišene zbog kontinuirane zabrinutosti oko dostupnosti LNG-a, nestabilnosti na Bliskom istoku i slabog nivoa evropskih skladišta pred početak sezone punjenja.
Holandski TTF day-ahead ugovor prosečno je tokom aprila iznosio 45,289 €/MWh, dok je italijanski PSV day-ahead prosečno dostigao 46,279 €/MWh. Ove vrednosti ostaju značajno iznad dugoročnih istorijskih proseka i nastavljaju da održavaju visoke troškove termoelektrične proizvodnje širom elektroenergetskih sistema jugoistočne Evrope.
Strukturni problem evropskog tržišta gasa trenutno nije neposredni nedostatak snabdevanja, već slab nivo zaliha u kombinaciji sa geopolitičkom neizvesnošću. Skladišta gasa u Evropskoj uniji ušla su 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.
To ima ogroman značaj za jugoistočnu Evropu jer regionalna gasna infrastruktura ostaje relativno plitka i visoko zavisna od uvozne fleksibilnosti. Svako dodatno zatezanje dostupnosti LNG-a u severozapadnoj Evropi ili smanjenje norveških tokova vrlo brzo se prenosi u povećani pritisak marginalnih cena širom balkanskih gasnih i elektroenergetskih tržišta.
Norveška ostaje centralni faktor stabilnosti evropskog tržišta gasa. 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. Strateški značaj norveškog gasa dodatno raste kako Evropska unija ide ka potpunoj zabrani uvoza ruskog LNG-a do kraja 2026. godine, kao i zabrani ruskog cevovodnog gasa tokom 2027. godine.
Istovremeno, LNG tržišta ostaju veoma izložena geopolitičkim poremećajima oko Hormuškog moreuza i izvozne infrastrukture Katara. April je još jednom pokazao koliko brzo LNG cene mogu redefinisati globalni gasni sistem. Azijski kupci agresivno su se nadmetali za terete LNG-a, dok je Evropa istovremeno pokušavala da obnovi iscrpljene zalihe u skladištima.
Rezultirajuća tržišna struktura ostaje problematična za Evropu jer terminske krive i dalje pokazuju bekvardaciju, umesto da podstiču sezonsko ubrizgavanje gasa u skladišta. Slabljenje sezonskih cenovnih razlika znači da trgovci i energetske kompanije imaju manji komercijalni podsticaj da agresivno pune skladišta pred zimu 2026/27.
Za elektroenergetska tržišta jugoistočne Evrope to stvara sve značajniji strukturni rizik. Gasne elektrane ostaju ključna marginalna balansna sredstva širom Grčke, Italije, Mađarske i delova Balkana. Ukoliko se zalihe gasa tokom leta ne obnove dovoljno, terminske cene električne energije za četvrti kvartal 2026. i prvi kvartal 2027. godine mogle bi kasnije tokom godine snažno porasti.
Tržišta ugljenika dodaju još jedan sloj pritiska. Cena EU ETS dozvola ostala je iznad 70 €/tCO₂ tokom većeg dela aprila, dok je prvi zvanični referentni nivo za CBAM sertifikate postavljen na 75,36 €/tCO₂.
To je strateški veoma značajno za jugoistočnu Evropu jer elektroenergetski sistemi regiona ostaju znatno ugljenično intenzivniji od sistema zapadne Evrope.
Proizvodnja iz uglja i lignita i dalje igra ključnu balansnu ulogu u Srbiji, Bosni i Hercegovini, Severnoj Makedoniji, Bugarskoj, Grčkoj i Rumuniji. Zbog toga visoke cene ugljenika direktno održavaju više veleprodajne cene električne energije širom berzi jugoistočne Evrope.
Istovremeno, ovakva ugljenična dinamika značajno poboljšava dugoročnu konkurentnost obnovljivih izvora energije, baterijskih sistema za skladištenje i niskougljeničnih PPA ugovora širom Balkana. Sve veće divergiranje između ugljenično intenzivne marginalne proizvodnje i obnovljivih izvora sa gotovo nultim marginalnim troškom sve snažnije podržava ekonomiku dobro pozicioniranih vetro i solarnih portfolija povezanih na čvorove sposobne za izvoz energije.
Hidrologija i proizvodnja iz obnovljivih izvora ostaju ključne promenljive pred leto 2026. godine. Iako je prolećna proizvodnja iz obnovljivih izvora pomogla obaranju cena u zapadnoj Evropi, jugoistočna Evropa ostaje znatno ranjivija na hidrološku volatilnost i letnje skokove potražnje za hlađenjem. To je naročito važno za Grčku, Rumuniju, Bugarsku i Srbiju, gde sezonski rast potrošnje može veoma brzo zategnuti balansna tržišta.
Regionalna cenovna struktura nastavlja da podržava snažniju investicionu logiku za baterijske sisteme za skladištenje energije. Postojana unutardnevna volatilnost, prekogranična zagušenja, intermitentnost obnovljivih izvora i razlike između dnevnih i večernjih vršnih cena stvaraju sve „bankabilnije“ arbitražne prilike širom tržišta JIE. Dinamika interkonekcija između Italije, Grčke i Balkana ostaje naročito atraktivna za developere skladišta energije koji ciljaju čvorove sa visokom volatilnošću.
Industrijski potrošači širom jugoistočne Evrope istovremeno se suočavaju sa znatno kompleksnijim okruženjem za hedžing. Iako su spot cene tokom aprila oslabile na mesečnom nivou, osnovna struktura tržišta goriva, ugljenika i geopolitike ostaje veoma nestabilna. To će verovatno dodatno ubrzati interes kompanija za dugoročne obnovljive PPA ugovore, garancije porekla i strukturisane modele snabdevanja povezane sa CBAM konkurentnošću izvoza.
Šira implikacija za jugoistočnu Evropu jeste da region postepeno prelazi iz tradicionalno jeftinijeg perifernog tržišta u jednu od evropskih strukturno premium zona volatilnosti. Visoka ugljenična intenzivnost, ograničenja prenosa, zavisnost od uvoza i rastuća intermitentnost obnovljivih izvora stvaraju uslove za dugotrajnu cenovnu volatilnost, umesto povratka na normalizaciju karakterističnu za period pre 2021. godine.
Za investitore, trgovce, energetske kompanije i industrijske izvoznike, april 2026. godine potvrdio je da energetska tržišta jugoistočne Evrope više ne prate samo šire evropske trendove. Ona sve više razvijaju sopstvenu regionalnu logiku formiranja cena zasnovanu na prekograničnim ograničenjima, izloženosti ugljeničnim troškovima, dinamici uvoza goriva i izazovima integracije obnovljivih izvora energije.
