April je pokazao jasno regionalno popuštanje na tržištima električne energije u jugoistočnoj Evropi. Prosečne day-ahead cene pale su na gotovo svim posmatranim tržištima, jer su blaže vreme, manja potrošnja i snažnija proizvodnja iz solara i obnovljivih izvora smanjili pritisak na termoelektrane i prekogranični uvoz. Italija je ostala premijum tržište sa cenom od 119,47 €/MWh, dok je Turska pala na svega 18,45 €/MWh. Srbija je imala prosečnu cenu od 91,51 €/MWh, što je pad od 3,29% na mesečnom nivou, ali i dalje 5,67% više nego godinu ranije.
Glavni regionalni signal bio je pad potrošnje nakon zime. Srbija je zabeležila najveći mesečni pad tražnje od 31,78%, zatim Rumunija sa 16,94%, Bugarska sa 14,09%, Italija sa 13,33%, Grčka sa 10,93%, Turska sa 7,01% i Mađarska sa 6,64%. To je smanjilo potrebu za marginalnim angažovanjem gasnih i ugljenih kapaciteta i omogućilo obnovljivim izvorima da formiraju snažniji dnevni cenovni signal.
Konvergencija cena postala je vidljivija. Grčka, Bugarska, Srbija i Hrvatska grupisale su se u rasponu od 88 do 91 €/MWh, dok su Rumunija i Mađarska ostale nešto više, između 95 i 97 €/MWh. Premija Italije od 119,47 €/MWh odražava njenu i dalje veliku zavisnost od gasa i strukturnu potrebu za uvozom, uz neto uvoz od 4.433,73 GWh tokom aprila.
Pozicija Srbije na tržištu poboljšala se iz trgovačke perspektive. Iako ugalj i lignit i dalje dominiraju energetskim miksom sa 52,49%, hidroenergija je obezbedila snažan udeo od 39,52%, što je pomoglo Srbiji da postane neto izvoznik sa 155,16 GWh neto izvoza. Na berzi SEEPEX trgovano je sa 484,04 GWh, što predstavlja rast od 5,87% na mesečnom nivou i ukazuje na bolju likvidnost berze uprkos padu cena.
Hidroenergija je ostala glavna balansirajuća varijabla. Grčka je zabeležila pad hidroproizvodnje od čak 57,38%, Hrvatska 21,82%, dok je Italija povećala hidroproizvodnju za 21,75%, Turska za 9,96%, Srbija za 7,22%, a Rumunija za 7,14%. Ovakva neujednačena hidrološka slika objašnjava zašto pad cena nije bio potpuno ujednačen uprkos široko rasprostranjenom slabljenju tražnje.
Gasna tržišta takođe su ušla u medveđi trend, ali su ostala politički osetljiva. TTF je pao sa više od 48 €/MWh početkom aprila na minimum od 38,78 €/MWh dana 17. aprila, pre nego što se stabilizovao u rasponu srednjih 40 €/MWh. Manja tražnja za gasom, bolja dostupnost LNG-a i visoka solarna proizvodnja vršili su pritisak na cene, ali su rizici na Bliskom istoku i neizvesnost oko LNG tokova sprečili dublju korekciju.
Glavni trend u aprilu bio je prelazak jugoistočne Evrope sa zimskog modela cena zasnovanog na nestašici ka prolećnoj osetljivosti na višak ponude. Za proizvođače to znači veću izloženost kanibalizaciji cena od strane solarne energije tokom dana, negativnim ili veoma niskim satnim cenama i snažniju potrebu za hedžingom, skladištenjem, fleksibilnom hidroenergijom i prekograničnom optimizacijom. Za trgovce je april otvorio šire intraday i prekogranične prilike, posebno oko italijanske cenovne premije, uvozne uloge Mađarske i privremene izvozne snage Srbije.
