Regionalno dan-unapred tržište električne energije oštro je palo 30. aprila, pri čemu je većina SEE i srednjoevropskih čvorišta korigovala cene naniže nakon jačeg prethodnog trgovinskog dana. HUPX je zaključio na 89,82 €/MWh, što je pad od 22,8 €/MWh u odnosu na dan ranije, dok je SEEPEX Srbija iznosio 91,79 €/MWh, uz pad od 15,3 €/MWh. Rumunski OPCOM bio je blizu Mađarske na 90,87 €/MWh, Bugarska je pala na 85,92 €/MWh, Grčka na 86,43 €/MWh, Hrvatska na 82,56 €/MWh, Slovenija na 81,87 €/MWh, a Crna Gora na 82,64 €/MWh. Albanija je bila jasni izuzetak, sa rastom na 96,33 €/MWh, dok je Severna Makedonija takođe porasla na 85,87 €/MWh.
Trgovački signal predstavlja klasičan obrazac kompresije cena u solarno-dnevnom delu i širenja skoka u večernjim satima zbog nestašice (scarcity spread). U više tržišta, satne krive pokazuju slabe ili negativne cene u sredini dana, ali snažne pikove u večernjim satima oko H20–H21. Mađarski 7-dnevni profil pokazuje bazu za 30. april na 89,8 €/MWh, ali je minimum pao na -28,2 €/MWh, dok je maksimum dostigao 248,5 €/MWh. Srbija je imala čistiji profil nestašice: SEEPEX baza je bila 91,8 €/MWh, maksimum 165 €/MWh, minimum 30 €/MWh, uz manje ekstremne negativne cene u poređenju sa Mađarskom, Slovenijom, Austrijom i Hrvatskom.
Fundamenti sistema nisu ukazivali na slabost potražnje. Regionalna potrošnja porasla je na 30.297 MW, što je +1.115 MW dan na dan, dok je ukupna proizvodnja pala za 715 MW na 27.408 MW. Uvoz je ostao strukturno značajan na 1.583 MW, iako niži za 190 MW u odnosu na prethodni dan. U proizvodnoj strukturi dominirala je hidroenergija sa 6.638 MW, zatim nuklearna energija sa 5.428 MW, ugalj sa 5.190 MW, solar sa 4.868 MW, gas sa 3.224 MW, vetar sa svega 1.233 MW, i ostali izvori sa 828 MW. Najvažnija kratkoročna promena bila je u solaru: proizvodnja je pala za 821 MW, dok je gas porastao za 252 MW, potvrđujući ponovo potrebu za termalnom fleksibilnošću pri pokrivanju rampi.
Prekogranični tokovi pokazuju da je region i dalje neto uvoznik. SEE bilans je iznosio -1.583 MW prosečnog neto uvoza, pri čemu su Mađarska (-518 MW), Srbija (-553 MW), Bugarska (-314 MW), Rumunija (-393 MW) i Hrvatska (-213 MW) bili uvoznici, dok je Grčka bila neto izvoznik sa +130 MW. Ova zavisnost od uvoza podržala je večernje cene uprkos slabijem dnevnom proseku. Ključni uvozi iz Austrije i Slovačke ka Mađarskoj i Sloveniji i dalje su bili visoki na 3.196 MW, dok se HU-DE spread naglo smanjio na 17,75 €/MWh, što je pad od gotovo 30 €/MWh u jednom danu.
Terminska tržišta su bila čvršća uprkos slabijem spotu. Mađarski forwardi su porasli: Week 19 na 102 €/MWh, Week 20 na 96 €/MWh, May-26 na 96,5 €/MWh, a Cal-26 na 113 €/MWh. Gas je takođe ojačao, sa CEGH na 47,03 €/MWh, dok je grčki gas oko 47 €/MWh. Terminski ugljenični i ugljeni proizvodi su se pomerili naviše (API2 May-26 na 110,5 $/t, Q3-26 na 119,5 $/t), dok su EUA dozvole oslabile na 73,2 €/t. Forward kriva tako pokazuje da tržište i dalje ceni rizik goriva i letnje balansne rizike, iako je spot bio pritisnut intradnevnim obnovljivim varijacijama.
Ključni signal nije dnevni prosek, već sve izraženija struktura krive cena: sredina dana ostaje pod pritiskom zbog solarne kompresije, dok večernji sati zadržavaju premiju nestašice. Baterije, reverzibilne hidroelektrane, fleksibilni gasni kapaciteti i intradnevna optimizacija sve više dobijaju na vrednosti. Srbija i Albanija su pokazale relativnu cenovnu snagu, Mađarska ostaje referentni regionalni hub, dok su Slovenija, Hrvatska, Crna Gora i Austrija slabije zbog veće izloženosti srednjoevropskoj solarnoj kompresiji cena.
