Negativne cijene električne energije dosegnule rekordno niske razine u Europi u travnju 2026.

U petak, 1. svibnja 2026. — Praznik rada, blagdan u gotovo cijeloj Europi — veleprodajne cijene električne energije u osam europskih zona ponude istodobno su se srušile na −500 € po megavatsatu, regulatorni prag koji su odredile burze električne energije EU-a. Češka, Njemačka/Luksemburg, Mađarska, Slovačka, Nizozemska, Belgija, Austrija i Francuska — sve su vidjele pojedinačne četvrtsatne aukcije clearane točno po toj cijeni. U Njemačkoj/Luksemburgu 30 od 96 četvrtsata u danu — oko 7,5 sati u danu — namireno je s negativnim cijenama.

Nije bila riječ o pogrešci. Bila je to predvidljiva posljedica triju sila u sudaru: sunčan blagdan s drastično smanjenom industrijskom potražnjom, instalirani solarni kapacitet koji je samo u Njemačkoj u podne proizveo više od 45 gigavata i flota konvencionalnih elektrana — nuklearnih, lignitskih, na biomasu — koje se ne mogu ugasiti tijekom jednog popodneva i umjesto toga moraju plaćati mreži kako bi mogle nastaviti raditi.

Rekord od 1. svibnja nije bio izoliran. Tijekom cijelog travnja 2026. negativne cijene postale su rutina. Španjolska je samo u travnju zabilježila 200 sati negativnih veleprodajnih cijena. Francuska je zabilježila 175 takvih sati, s cijenama koje su pale i na −478,80 €/MWh u jednom četvrtsatnom intervalu. Njemačka/Luksemburg zabilježila je 143 sata, Nizozemska 134, Belgija 131. Prema izvješću Bloomberga od 30. travnja, francusko day-ahead tržište zabilježilo je tog tjedna svoju najniža dnevnu prosječnu cijenu svih vremena, na −41,40 €/MWh — najnižu agregiranu dnevnu cijenu ikad zabilježenu na bilo kojem velikom europskom tržištu.

Za potrošače na dinamičnim tarifama električne energije — još uvijek manjinu, ali brzo rastuću u sjevernoj Europi — to su bili izvanredni dani. U Švedskoj, Danskoj, Estoniji i Nizozemskoj kućanstva s tarifama koje prenose veleprodajne cijene vidjela su efektivne tarife kratko pasti ispod nule, prije dodavanja mrežnih naknada i poreza. U zemljama s maloprodajnim ugovorima s fiksnom cijenom (većina kućanstava EU-a) utjecaj je ostao nevidljiv — ali podaci pričaju jasnu priču o tome kamo idu europska tržišta električne energije.

Električna energija je jedinstvena među sirovinama: mora se potrošiti u točno onom trenutku kad je proizvedena. Za razliku od žita, nafte ili prirodnog plina, ne može se ekonomski skladištiti u velikim razmjerima. Tehnologije skladištenja — reverzibilne hidroelektrane, baterije, vodik — postoje, ali pokrivaju samo mali dio ukupne potražnje. Veleprodajno tržište mora se stoga kontinuirano usklađivati, svakih petnaest minuta, između ponude i potražnje.

Elektrane nude na aukciji day-ahead po svojim graničnim troškovima — trošku proizvodnje jednog dodatnog megavatsata. Za elektrane na ugljen i plin to je uglavnom gorivo i CO₂ kvote. Za nuklearne je u biti nula (gorivo je neznatan dio ukupnog troška, a postrojenje radi kontinuirano). Za vjetar i sunce granični trošak je također praktički nula — jednom kad su izgrađeni, vjetar puše besplatno, a sunce sja besplatno.

Kad obnovljiva proizvodnja naglo skoči, a potražnja je niska, krivulja merit ordera se izravnava: svaki megavatsat solarne i vjetroenergije istiskuje skuplju termalnu proizvodnju. Jednom kad sami obnovljivi izvori premaše ukupnu potražnju, konvencionalne elektrane suočavaju se s izborom: prestati proizvoditi (skupo — ponovno pokretanje nuklearnog ili ugljenog bloka može trajati 12-48 sati i potrošiti milijune eura goriva) ili prihvatiti negativnu cijenu kako bi nastavile raditi. Operateri obično biraju potonje, posebno ako je negativno razdoblje kratko.

Uz to, mnoge instalacije obnovljivih izvora u Europi primaju subvencije u sklopu shema poticajnih tarifa (poput njemačkog EEG-a, francuskog tarifa d'achat ili talijanskih GSE poticaja). U većini ovih shema operater dobiva jednaku fiksnu naknadu bez obzira na veleprodajnu cijenu. Ima sve poticaje da napaja energiju u mrežu i pri negativnim veleprodajnim cijenama — i dalje zarađuje subvenciju. Ovaj strukturni dizajn izravno doprinosi produbljivanju epizoda negativnih cijena.

Regulatorni prag cijene od −500 €/MWh uveden je upravo kako bi se ograničilo dokle ova dinamika može ići. Kad se prag dosegne, market clearing se u biti slomi — tržište signalizira da ponuda fundamentalno premašuje potražnju i da konvencionalne elektrane moraju izvršiti curtailment.

EnergyTrackerovi veleprodajni podaci, dobiveni izravno s ENTSO-E platforme transparentnosti za 30 europskih zona ponude, oslikavaju jasnu sliku o tome koja su tržišta apsorbirala najviše negativnih cijena u travnju 2026.

Top 10 zona po satima s negativnom cijenom u travnju 2026.:

• Španjolska (ES): 200 sati — Španjolska vodi Europu sa znatnom prednosti. Kombinacija ogromnog solarnog kapaciteta (sada preko 30 GW), slabe proljetne međusezonske potražnje i ograničene povezanosti s Francuskom stvara savršenu oluju. Najniža cijena u travnju: −27,50 €/MWh.
• Francuska (FR): 175 sati — Najniža cijena u jednom četvrtsatu: −478,80 €/MWh. Francuska nuklearna flota, tradicionalno tvorac cijene, sve češće biva podponuđena solarnim u podne.
• Norveška NO4 (Nordland): 144 sata — Drugačiji uzrok: proljetno topljenje snijega preplavljuje norveške hidroenergetske rezervoare i prisiljava operatere da ispuštaju vodu (ili prodaju po negativnim cijenama) kad su rezervoari puni.
• Njemačka/Luksemburg: 143 sata — Najniža: −480,01 €/MWh. Njemačko tržište clearane je s ostatkom srednje Europe, a 1. svibnja dotaknulo je dno.
• Nizozemska: 134 sata — Najniža: −479,59 €/MWh.
• Belgija: 131 sat — Najniža: −479,27 €/MWh.
• Češka: 120 sati — Najniža: −489,28 €/MWh.
• Poljska: 115 sati — Najniža: −439,22 €/MWh.
• Slovačka: 115 sati — Najniža: 1. svibnja dotaknula točno donji prag −500 €/MWh.
• Slovenija: 110 sati — Najniža: −465,05 €/MWh.

Obrazac: kontinentalne zone s visokom solarnom penetracijom i čvrsto povezanim day-ahead tržištima (Single Day-Ahead Coupling, SDAC, koji povezuje većinu tržišta EU-a) grupiraju se zajedno. Kad veća zona — obično Francuska ili Njemačka — dotakne donji prag, susjedne zone obično je slijede u nekoliko minuta dok prekogranični tokovi preraspodijele neravnotežu.

Upadljivo odsutni s vrha: Britansko otočje (irsko all-island tržište zabilježilo je znatno manje epizoda), iberski izolirani zoni (Portugal je imao 220 sati od 9. ožujka, ali više potaknutih travnjem nego svibnjem) i skandinavska jezgra (SE3, SE4) koja koristi fleksibilnost nordijske hidroenergije.

1. svibnja 2026. u 11:00 UTC — kad se veleprodajna cijena Njemačke/Luksemburga približavala donjem pragu od −500 €/MWh — što je zapravo proizvodilo električnu energiju?

Podaci ENTSO-E o miksu proizvodnje pričaju priču nedvosmisleno:

• Solar: 45.202 MW (79,6 % ukupne proizvodnje)
• Biomasa: 3.972 MW (7,0 %)
• Lignit: 1.857 MW (3,3 %)
• Vjetar na kopnu: 1.526 MW (2,7 %)
• Prirodni plin: 1.419 MW (2,5 %)
• Protočna hidro: 1.023 MW (1,8 %)
• Kameni ugljen + otpad + vjetar na moru + ostalo: ~2,7 %

Njemačka solarna flota sama je u tom jedinstvenom trenutku proizvela više električne energije od ukupne kombinirane proizvodnje svih ostalih termalnih, vjetro, hidro i biomasinih elektrana u zemlji. S blagdanom koji je industrijsku potražnju spljoštio na djelić radne razine i izvozima u susjedne zemlje koji su već zasitili interkonekcije (i koje su same bile preplavljene vlastitim solarnim viškom), tržište Njemačka/Luksemburg jednostavno nije moglo apsorbirati ponudu.

Udio varijabilnih obnovljivih izvora — solar plus vjetar — u proizvodnom miksu kontinentalne Europe sada je premašio pragove koje dizajn veleprodajnog tržišta nije anticipirao. Kad se elektroenergetsko tržište EU-a reformiralo krajem 1990-ih i početkom 2000-ih, pretpostavka je bila da će vjetar i sunce ostati niša. Više nisu niša: u sunčanim, vjetrovitim danima dominiraju.

Paradoks: više obnovljivog kapaciteta → više epizoda negativnih cijena → niže prosječne veleprodajne cijene → slabiji investicijski signali za sljedeći gigavat solara. Bez skladištenja, demand-responsea ili vodikove elektrolize za upijanje viška, ova samokanibalizacija samo će se intenzivirati.

Negativna veleprodajna cijena zvuči kao dar za potrošače. Stvarnost je nijansiranija.

Korisnici: kućanstva i tvrtke s dinamičnim tarifama električne energije — gdje maloprodajna cijena prati satnu veleprodajnu cijenu plus fiksnu mrežnu naknadu i poreze — ostvaruju izravnu korist u danima s negativnim cijenama. Na nekim nordijskim tržištima pružatelji dinamičnih tarifa eksplicitno reklamiraju sate s negativnim cijenama putem aplikacijskih obavijesti, potičući potrošače da pokreću perilice posuđa, boost cikluse toplinskih pumpi ili punjenja električnih vozila u tim prozorima. Prema nedavnom uvođenju obveznih ponuda dinamičnih tarifa od strane Europske komisije (na snazi od 2024. u svim državama članicama), prihvaćanje se otprilike udvostručilo na godišnjoj razini, iako apsolutna penetracija ostaje ispod 5 % kućanstava EU-a.

Gubitnici: proizvođači obnovljivih izvora bez subvencijske zaštite. Novije solarne i vjetro instalacije koje nude na veleprodajnom tržištu bez zajamčene poticajne tarife (tzv. „merchant" projekti, sve češći jer vlade ukidaju fiksnu potporu) trpe stvarnu kompresiju prihoda. Merchant solarna farma koja zarađuje 0 €/MWh u vršnim satima proizvodnje suočava se s temeljno drugačijim poslovnim slučajem od one koja zarađuje 40 €/MWh. Investicijsko financiranje za nove merchant projekte poskupljuje, usporavajući pipeline.

Konvencionalni proizvođači: nuklearni i ugljeni operateri suočeni s razdobljima negativnih cijena mogu gubiti novac čak i dok rade. Neki reagiraju sudjelovanjem na tržištu balansiranja (plaćeni za smanjenje na zahtjev) ili curtailmentom unatoč tehničkim i ekonomskim troškovima. EDF, francuski nuklearni operater, javno je izjavio da sad upravlja proizvodnjom fleksibilnije nego u bilo kojem drugom trenutku povijesti flote.

Skladištenje: baterije su strukturni pobjednici. Kupiti električnu energiju za −100 €/MWh i prodati za 120 €/MWh u večernjem vrhu predstavlja arbitražni raspon od 220 €/MWh. Europsko tržište bateryjnog skladištenja dramatično je ubrzalo u 2025-2026. kao odgovor.

Porezna tijela: suptilan učinak — kad su veleprodajne cijene negativne, i porezna osnovica PDV-a na troškove goriva i potražnja za emisijskim jedinicama padaju. Nacionalni proračuni koji ovise o energetskom oporezivanju osjećaju mali, ali kumulativni pritisak.

Rekord travnja 2026. nije privremeni fenomen. To je nova osnovica. Nedavne strateške komunikacije Europske komisije, uključujući izjavu Gas Coordination Group od 9. travnja 2026., izrijekom priznaju da veleprodajna tržišta električne energije trebaju strukturni redizajn — ne zato što propadaju, nego zato što su previše uspješna u integriranju obnovljivih izvora.

Pojavljuju se tri konkretna odgovora:

1. Skaliranje skladištenja. EU-ov plan industrije s neto nultim emisijama sada tretira bateryjsko skladištenje na razini mreže kao stratešku tehnologiju, ravnopravno s elektrolizom i nuklearnom energijom. Španjolska, Francuska i Njemačka svaka su u Q1 2026. najavile nove natječaje za skladištenje, ukupno više od 8 gigavata novog bateryjnog kapaciteta koji treba biti pušten u rad do 2028.

2. Fleksibilnost potražnje. Toplinske pumpe, električna vozila i električni bojleri sve se češće opremaju smart-charging firmwareom koji reagira na signale veleprodajnih cijena. Revidirana EU Direktiva o energetskim svojstvima zgrada (EPBD), na snazi od 2025., zahtijeva kompatibilnost sa smart meterima za sve nove toplinske pumpe od 2027.

3. Dinamične tarife. Belgija, Nizozemska i Švedska sada zahtijevaju da svi opskrbljivači iznad određene veličine nude ugovore s dinamičnom cijenom. Njemački regulator BNetzA objavio je smjernice prema kojima opskrbljivači moraju ponuditi najmanje jednu dinamičnu opciju od 1. siječnja 2025.

Dublje pitanje je koliko će u prosjeku iznositi veleprodajne cijene električne energije u sljedećem desetljeću. Sa svakim dodatnim gigavatom solara udio proizvodnje s nultim graničnim troškom raste, a prosječna veleprodajna cijena drifta prema dolje. To je odlično za potrošače — ali samo ako se ostatak računa (mrežne naknade, porezi, davanja) restrukturira tako da odražava novu stvarnost. Kako stvari sada stoje u većini zemalja EU-a, veleprodajna komponenta čini 30-40 % računa kućanstva. Ostalih 60-70 % su mrežni troškovi, porezi i davanja za obnovljive izvore, koji ne padaju kad veleprodajne cijene padaju.

Negativne veleprodajne cijene u 2026. stoga su istodobno trijumf — dokaz da europska izgradnja obnovljivih izvora funkcionira — i upozorenje: tržišni mehanizmi koji su financirali tu izgradnju sada se testiraju samim uspjehom izgradnje. Kako će Europa odgovoriti, oblikovat će drugo desetljeće energetske tranzicije.

Za veleprodajne cijene uživo u svih 30 europskih zona ponude, uključujući satne grafikone i razlomke proizvodnog miksa, pogledajte našu ploču veleprodajne električne energije.