Cene električne energije širom Jugoistočne Evrope zabeležile su pad za isporuku 22/4, pri čemu je većina tržišta registrovala dvocifrene procentualne minuse, usled jače hidro proizvodnje i naglog rasta prekograničnih uvoza, što je dovelo regionalni sistem u stanje prekomerne ponude (oversupply).
Na mađarskoj berzi HUPX, dnevna bazna cena je iznosila 111,37 €/MWh, što je pad od 11,2 €/MWh u odnosu na prethodnu sesiju. Još veći padovi zabeleženi su južnije. Srbija (SEEPEX) pala je na 88,65 €/MWh (-25,1), dok je Hrvatska (CROPEX) iznosila 96,48 €/MWh (-13,2). Slovenija (BSP) se spustila na 92,91 €/MWh (-15,4), dok je Albanija (ALPEX) zabeležila najizraženiji pad na 75,06 €/MWh (-39,3).
Rumunsko tržište (OPCOM) bilo je relativno stabilno na 116,18 €/MWh (-1,3), dok je Grčka (HENEX) odstupila od regionalnog trenda i porasla na 114,50 €/MWh (+31,4) zbog napetijih lokalnih uslova.
Pad cena bio je prvenstveno posledica naglog povećanja raspoložive proizvodnje. Ukupna proizvodnja u SEE–Mađarskom sistemu porasla je za 612 MW na dnevnom nivou, uz rast hidro proizvodnje od 530 MW, kao i veću proizvodnju iz gasa i uglja. Solarna proizvodnja je, međutim, pala za 676 MW, delimično ublažavajući rast ukupne ponude.
Istovremeno, prekogranični tokovi su značajno porasli, pri čemu su neto uvozi u region dostigli 2.419 MW, što je povećanje od 833 MW u odnosu na prethodni dan. Glavni tokovi iz Centralne Evrope, posebno iz Austrije i Slovačke ka Mađarskoj i dalje ka SEE tržištima, ostali su visoki na 3.116 MW, dodatno vršeći pritisak na pad cena.
Spread između Mađarske i Nemačke suzio se na 32,7 €/MWh, što je pad od 7 €/MWh dnevno, što ukazuje na bolje povezivanje sa tržištima Centralne Evrope i jače arbitražne tokove ka regionu.
Potrošnja je pružila ograničenu podršku tržištu, jer je potražnja blago porasla na 31.016 MW (+333 MW) zbog porasta temperatura. Ipak, rast potrošnje nije pratio rast ponude, pa je sistem ostao strukturno dug (u višku).
Intraday kretanja cena pokazala su nastavak volatilnosti, pri čemu su pojedina tržišta beležila i nulte ili negativne cene u vanvršnim satima, dok su večernji pikovi ostali visoki, sa satnim cenama u Mađarskoj koje su prelazile 270 €/MWh. Ovo odražava izazove balansiranja sistema zbog promenljive obnovljive proizvodnje i prekograničnih tokova.
Tržišta goriva dala su neutralan okvir. Cene gasa na austrijskom čvorištu CEGH porasle su na 43,52 €/MWh, dok su cene ugljen-dioksida ostale stabilne oko 75–76 €/t, što ukazuje da su kratkoročna kretanja cena električne energije bila pre svega vođena fundamentalnim faktorima sistema, a ne troškovima inputa.
Regionalno tržište nastavlja da ulazi u prolećnu fazu viška ponude, koju karakterišu jači dotoci hidro energije, veća zavisnost od uvoza i dublja integracija sa cenovnim kretanjima Centralne Evrope.
