Tržište električne energije u Jugoistočnoj Evropi otvorilo je nedelju jasnim prelaskom ka zategnutijem balansu sistema, predvođeno snažnim rastom cena u Mađarskoj i sinhronizovanim pomakom naviše širom regiona. Dan unapred tržišta (day-ahead) zabeležila su rast cena u Centralnoj i Jugoistočnoj Evropi, pri čemu je Mađarska (HUPX) dostigla 110,81 €/MWh i ponovo preuzela ulogu regionalnog cenovnog lidera. Rumunija je bila na 103,72 €/MWh, Bugarska i Grčka na 100,39 €/MWh, Hrvatska na 99,92 €/MWh, Slovenija na 99,66 €/MWh, dok je Srbija porasla na 95,75 €/MWh, potvrđujući povratak ka regionalnom proseku nakon slabijeg nedeljnog profila. Na donjem kraju, Severna Makedonija (87,77 €/MWh), Albanija (79,44 €/MWh) i posebno Crna Gora (67,13 €/MWh) ostale su strukturno diskontovane, ali bez značajnog uticaja na širi rast cena.
Ključna karakteristika sesije bilo je širenje centralnoevropskog cenovnog premijuma. Spread između Mađarske i Nemačke (HU-DE) proširen je na 37,32 €/MWh, što potvrđuje da je Mađarska ponovo delovala kao marginalni cenovni čvor regiona. Ovaj diferencijal preneo je viši cenovni signal na Jugoistočnu Evropu, uz očuvanje relativno uske korelacije među balkanskim tržištima. Unutar regiona spreadovi su ostali kompresovani, što ukazuje da je formiranje cena bilo eksterno uslovljeno, a ne rezultat lokalnih ograničenja.
Prekogranični tokovi jasno su pratili ovu dinamiku. Region se vratio u neto uvozni režim, sa -158 MW, za razliku od prethodne sesije kada je bio izvoznik. Ključni faktor bio je rast uvoza iz Centralne Evrope na 1.943 MW, što ukazuje na pojačanu zavisnost od eksternih izvora energije. Tokovi sever-jug dominirali su mrežom, uz opterećenje ključnih koridora između Austrije, Slovačke, Mađarske i Italije preko 5,5 GW, potvrđujući da se cena u SEE formira pre svega na osnovu uvozne marginalne proizvodnje.
Fundamenti su se značajno promenili u odnosu na vikend. Potrošnja je porasla na 32.599 MW (+3.780 MW), dok je proizvodnja pala na 31.283 MW (-552 MW). Obnovljivi izvori su oslabili, sa vetrom na 1.875 MW (-239 MW) i hidroenergijom na 6.422 MW (-503 MW). Iako je solar porastao na 4.290 MW, to nije bilo dovoljno da nadoknadi pad drugih izvora. Nastali jaz popunjen je termo proizvodnjom i uvozom, pri čemu su ugalj (6.403 MW), gas (5.071 MW) i nuklearna energija (5.604 MW) činili marginalni proizvodni miks.
Unutardnevna struktura cena ostala je izrazito volatilna. Tokom podnevnih sati cene su bile snažno pritisnute naniže, u pojedinim slučajevima blizu nule, zbog visoke solarne proizvodnje. Međutim, večernji sati nastavili su da beleže ekstremne skokove cena. Mađarska je dostigla maksimum od 250 €/MWh, Rumunija 197,5 €/MWh, Srbija 185,5 €/MWh, Hrvatska 183,5 €/MWh, dok su ostala tržišta bila oko 180 €/MWh. Ova izražena kriva ukazuje da se vrednost trgovanja sve više nalazi u satnoj optimizaciji, a ne u baznoj energiji.
Na srpskom tržištu SEEPEX ovaj trend je posebno vidljiv. Prosečna cena dan unapred porasla je na 95,8 €/MWh (sa 70,2 €/MWh), ali je došlo do inverzije: off-peak cena (116,0 €/MWh) bila je viša od peak (75,5 €/MWh). Ovo ukazuje na jaču cenu u periodima bez solara i izražen večernji deficit, što je tipično za sisteme sa rastućim udelom solarne energije, ali bez dovoljnog skladištenja.
Forward tržišta ostala su stabilnija i nisu u potpunosti pratila spot volatilnost. Mađarski forwardi pokazuju Week 12 na 118 €/MWh, Week 13 na 113 €/MWh, April-26 na 100 €/MWh i Cal-26 na 109 €/MWh, što ukazuje na strukturno zategnut ali stabilan sistem. Cena gasa (CEGH) bila je 50,66 €/MWh, dok su CO₂ dozvole (EUA) bile u rasponu 69–75 €/t, što potvrđuje da je rast cena primarno posledica fundamentalnih tržišnih faktora, a ne troškova goriva.
Strukturne promene u integraciji tržišta se nastavljaju. Proširenje CROPEX-a na Sloveniju ukazuje na dublju regionalnu integraciju, što će dugoročno povećati likvidnost i smanjiti cenovne razlike. Za trgovce, to znači prelazak sa dugoročnog arbitražnog modela na kratkoročne, tokovima vođene strategije.
Tokovi energije dodatno potvrđuju značaj ključnih koridora. Razmene između Rumunije i Mađarske, Rumunije i Srbije, Bugarske i Srbije, kao i Hrvatske i Bosne i Hercegovine pokazuju da se tržište oslanja na ograničen broj kritičnih pravaca prenosa. Mađarska i Grčka deluju kao centri potražnje, dok Rumunija i Bugarska često imaju ulogu izvoznika u zavisnosti od hidro i nuklearne proizvodnje.
Ukupan signal tržišta je jasan: sistem funkcioniše u režimu visoke potražnje, slabijih obnovljivih izvora i povećanog uvoza, uz izražen večernji cenovni pritisak. Mađarska ostaje ključni cenovni pokretač, dok ostatak regiona prati u relativno uskom rasponu. U takvim uslovima, vrednost trgovanja fokusira se na prekogranične spreadove, optimizaciju po satima i fleksibilne resurse, a ne na klasične bazne pozicije.
