SEE tržišta električne energije ušla su u 25. nedelju sa jasnim bikovskim (bullish) tonom u većini Centralnih i Zapadnobalkanskih sistema, uprkos blažem kretanju cena gasa. Regionalna slika cena bila je oblikovana višom potražnjom, slabijom hidro proizvodnjom, nižom proizvodnjom vetra i većim oslanjanjem na termo kapacitete. Potrošnja je porasla za 3,1% na 16,34 TWh, dok je termo proizvodnja porasla za 19,4% na 5,31 TWh. Proizvodnja iz gasnih elektrana povećana je za 771 GWh, odnosno 32,3% na nedeljnom nivou.
Cenovni raspored podelio se u četiri grupe. Italija je ostala premijum tržište sa 127,69 €/MWh, uz rast od 3,7%, podržana slabijom hidro proizvodnjom, slabijim vetrom, većim angažovanjem termo kapaciteta i kontinuiranom uvoznom zavisnošću. Mađarska, Rumunija i Hrvatska formirale su visoku SEE cenovnu zonu, sa prosečnim vrednostima od 109,16 €/MWh, 104,84 €/MWh i 102,36 €/MWh. Srbija, Grčka i Bugarska trgovale su u nižem opsegu oko 85–88 €/MWh, dok je Turska ostala strukturno odvojena na 16,66 €/MWh.
Najizraženija trgovačka karakteristika bila je večernji ramp (evening ramp). Proizvodnja solarne energije porasla je za 8,1%, ali je proizvodnja vetra pala za 4,4%, što je stvorilo tržišnu strukturu u kojoj su podnevne cene slabije, dok su večernje cene snažno rasle. To je dodatno povećalo vrednost fleksibilne proizvodnje, skladištenja energije, prekograničnih kapaciteta i strukturiranih (shaped) proizvoda.
Prekogranični tokovi bili su podjednako važni. Neto uvoz SEE regiona pao je za 20,4% na 1,03 TWh, ali je Italija i dalje uvezla 1,12 TWh neto. Grčka i Bugarska su ojačale izvozne pozicije, Srbija je prešla u blagi neto izvoz, dok je Hrvatska povećala uvoznu zavisnost. To je stvorilo tržište u kojem su spreadovi više zavisili od fizičke dostupnosti i kapaciteta interkonekcija nego od samih troškova goriva.
Tržišta gasa su se kretala naniže. TTF fjučersi su u proseku iznosili 41,76 €/MWh, uz pad od 14,8%, dok su LNG prilivi u Grčku i Italiju porasli. Pad cene gasa smanjio je troškovni pritisak, ali nije sprečio rast cena električne energije jer je sistem i dalje zahtevao veći obim dispečabilne (dispatchable) proizvodnje.
Forward signal je ostao snažan. Day-ahead cene za 24. jun naglo su porasle širom SEE, u rasponu od 106,81 €/MWh u Albaniji i na Kosovu do 202,95 €/MWh u Rumuniji. Tržište je ušlo u narednu nedelju sa i dalje aktivnim scenarijem oskudice (scarcity pricing).
