Trgovanje električnom energijom u Jugoistočnoj Evropi 7. aprila bilo je obeleženo snažnim oporavkom cena za naredni dan (day-ahead) nakon slabog profila u ponedeljak, ali je osnovno tržište i dalje izgledalo više volatilno nego strukturno zategnuto. U celom regionalnom kompleksu, cene su se vratile u opseg od oko 85–96 €/MWh, pri čemu je Mađarska bila na 91,29 €/MWh, Rumunija na 87,93 €/MWh, Bugarska na 84,58 €/MWh, Grčka na 85,32 €/MWh, Slovenija na 89,92 €/MWh, Hrvatska na 90,31 €/MWh, Srbija na 90,42 €/MWh, Albanija na 84,69 €/MWh, a Crna Gora na 95,84 €/MWh. Jedino je Italija, na 127,92 €/MWh, jasno odstupala od regionalnog opsega, nastavljajući da funkcioniše kao tržište sa premijom za širi SEE sistem.
Ono što odmah upada u oči jeste stepen konvergencije cena unutar SEE regiona. Razlike u odnosu na Mađarsku bile su male gotovo svuda: Rumunija je bila 3,35 €/MWh ispod HUPX-a, Bugarska 6,71 €/MWh ispod, Grčka 5,97 €/MWh ispod, Slovenija 1,37 €/MWh ispod, Hrvatska 0,97 €/MWh ispod, a Srbija 0,87 €/MWh ispod. Takvo grupisanje ukazuje na region koji se ponaša kao jedan međusobno povezan blok, a ne kao skup fragmentisanih nacionalnih tržišta. Za trgovce to smanjuje vrednost jednostavne arbitraže između susednih day-ahead tržišta i pomera fokus ka spoljnim granicama sistema, posebno ka italijanskoj premiji i centralnoevropskom uvoznom koridoru. Grafici na strani 2 potvrđuju to zapažanje: tržišta Centralne i Istočne Evrope kretala su se blisko jedno uz drugo, dok je Italija održavala izraženu premijsku krivu.
Osnovno fizičko objašnjenje za oporavak bilo je jasno. Regionalna prognozirana potrošnja porasla je na 29.759 MW, što je povećanje od 1.015 MW u odnosu na prethodni dan, dok je prosečna temperatura pala na 10°C, odnosno za 2,5°C. Istovremeno, ukupni neto uvoz u SEE+Mađarsku pao je na 1.002 MW, odnosno za 1.545 MW, dok su ključni dotoci iz Austrije i Slovačke smanjeni na 2.627 MW, što je pad od 559 MW. To je značilo da region mora više da se osloni na sopstveni proizvodni miks. Ukupna proizvodnja porasla je na 26.197 MW, pri čemu je hidro bila na 6.859 MW, ugalj na 4.843 MW, gas na 2.502 MW, solar na 3.927 MW, a nuklearna na 5.807 MW. Slaba tačka u sistemu bio je vetar, koji je pao na 1.892 MW, odnosno za 299 MW. U trgovačkom smislu, tržište je izgubilo deo jeftine „marginalne“ podrške baš u trenutku kada su se potrošnja i pad uvoza poklopili, što je bilo dovoljno da se ceo kompleks ponovo vrednuje naviše.
Ovo još uvek ne izgleda kao tržište u nestašici. Pre bi se reklo da je reč o tržištu prelaznog (shoulder) perioda, u kome male promene u obnovljivim izvorima i prekograničnim tokovima mogu iz dana u dan snažno pomerati cene. Ta razlika je važna. Strukturno zategnuto tržište bi bilo vođeno trajnom nestašicom goriva, velikim prekidima u radu ili ozbiljno ograničenim interkonekcijama. Podaci za 7. april pokazuju sistem koji i dalje može da se balansira, ali uz znatno više cene kada vetar oslabi i kada uvoz opadne. Grafik balansa snage na strani 3 i grafici uvoza na strani 2 to jasno potvrđuju: uvoz je ostao pozitivan, ali znatno niži nego prethodnog dana, dok je domaća proizvodnja morala da preuzme veću ulogu.
Satni profil je još važniji od dnevnog proseka. Na strani 15, mađarski profil pokazuje minimalnu satnu cenu od -12,5 €/MWh 7. aprila, iako je dnevni bazni prosek dostigao 91,3 €/MWh, a intraday maksimum bio 181,1 €/MWh. Slovenija i Rumunija pokazuju slične obrasce oscilacija na satnim grafikonima. To znači da je SEE tržište i dalje suštinski podeljeno između slabih sati sa visokim udelom solara i skupih večernjih sati. Ovo više nije tržište gde je glavno pitanje da li su cene visoke ili niske, već gde se nalazi vrednost unutar dana. Fleksibilni izvori poput hidroenergije, baterija, vršnih (peaker) elektrana i portfolija sa jakim intraday upravljanjem trebalo bi da nadmaše strategije baznog opterećenja u ovom režimu.
Za regionalni sistem, Italija ostaje najvažniji strukturni oslonac. Sa cenom od 127,92 €/MWh, italijansko tržište imalo je premiju od 36,64 €/MWh u odnosu na Mađarsku i još veću premiju u odnosu na Bugarsku, Grčku i Albaniju. To održava ekonomiku izvoza ka Italiji i podržava vrednost prenosnih kapaciteta iz SEE regiona ka toj zemlji. U praksi, čak i kada se unutrašnji spreadovi u SEE suze, spoljna potražnja iz Italije pomaže da se postavi donja granica cena u regionu. Ovo je jedan od razloga zašto SEE kompleks može brzo da poskupi čak i bez domaćeg šoka u snabdevanju: tržište ne zavisi samo od lokalne potrošnje i obnovljivih izvora, već i od snage susednih tržišta sa premijom.
Terminski indikatori takođe ukazuju na tržište koje je skupo, ali ne i u krizi. Mađarski benchmark fjučersi su bili na 99,50 €/MWh za nedelju 15, 114,50 €/MWh za nedelju 16, 97,50 €/MWh za maj 2026 i 113,50 €/MWh za kalendarsku 2026. Gas na CEGH tržištu bio je 52,06 €/MWh, grčki gas 51,5 €/MWh, a EUA CO₂ dozvole 71,06 €/t, dok su fjučersi na ugalj bili 119 $/t za maj 2026 i 124,5 $/t za Q3 2026. Taj nivo troškova i dalje podržava termo proizvodnju, naročito u večernjim i periodima sa slabim obnovljivim izvorima, ali ne ukazuje na krizni režim. Umesto toga, sugeriše da će region nastaviti da se kreće u širokom, ali upravljivom rasponu, sa vremenskim uslovima i intermitentnošću obnovljivih izvora kao glavnim pokretačima dnevnih kretanja.
Komercijalni tokovi na strani 7 dodatno potvrđuju koliko je SEE sistem postao integrisan. Tokovi preko balkanskog koridora ostaju aktivni i u osnovnom i u vršnom opterećenju, što potvrđuje da region funkcioniše više kao tranzitno i balansno čvorište koje povezuje Centralnu Evropu, Balkan, Grčku i Italiju. To ima strateške implikacije. Tržišta poput Srbije, Hrvatske, Slovenije, Bugarske i Rumunije i dalje su operativno važna, ali njihovo formiranje cena sve više odražava regionalni balans i prenosne uslove, a ne isključivo domaće faktore. Zbog toga se najbolje prilike pomeraju sa jednostavnih smernih opklada po državama ka trgovanju preko koridora, balansiranju izloženosti i monetizaciji fleksibilnosti.
U narednim sesijama, ključna varijabla biće da li će se vetar oporaviti i da li će se uvozni koridor iz Austrije i Slovačke ponovo proširiti. Ako se oba poboljšaju, SEE region bi mogao relativno brzo da se spusti ka opsegu od oko 75–85 €/MWh, naročito u periodima van vršnog opterećenja. Ako vetar ostane slab i region nastavi da se više oslanja na domaći termo i hidro balans, trenutni opseg od 85–95 €/MWh izgleda održiv. U svakom slučaju, sesija od 7. aprila jasno pokazuje: SEE nije jednosmerno visoko cenovno tržište, već tržište visoke volatilnosti i trgovanja, gde su satni profil, pristup interkonekcijama i fleksibilnost važniji od same bazne tržišne pozicije.
