Trgovanje 24. aprila u Jugoistočnoj Evropi razvilo se u tipičan primer strukturne fragmentacije unutar fizički povezanog tržišta: nominalna konvergencija preko interkonekcija i dalje postoji, ali stvarna cenovna moć sve više zavisi od intradnevnog miksa proizvodnje, prekograničnih ograničenja i nedostatka fleksibilnosti.
Na nivou cena, Mađarska je ponovo postavila regionalni referentni nivo na 98,21 €/MWh, uz dnevni rast od +5,1 €/MWh, dok je ostatak SEE tržišta značajno odstupio. Rumunija je sledila sa 89,66 €/MWh (+1,3), Slovenija sa 80,44 €/MWh (+5,8) i Hrvatska sa 83,04 €/MWh (+5,7), potvrđujući efekat centralnoevropskog spajanja (coupling). Nasuprot tome, Bugarska (77,63 €/MWh, −10,1), Grčka (76,59 €/MWh, −11,5), Srbija (65,39 €/MWh, −0,6), Crna Gora (64,77 €/MWh, −9,0), Albanija (61,28 €/MWh, −9,7) i Severna Makedonija (65,19 €/MWh, −4,4) beleže oštre korekcije nadole, čime se spread prema Mađarskoj širi na €30–35/MWh.
Ova divergencija nije posledica potražnje. Ukupna regionalna potrošnja blago je porasla na 29.828 MW (+334 MW), što nije dovoljno da objasni ovako velike razlike. Ključni faktor leži u strani ponude i ravnoteži sistema.
Proizvodnja iz vetra skočila je na 3.127 MW (+1.217 MW), što predstavlja jedan od najjačih dnevnih skokova u poslednjim sesijama. Solar ostaje visok na 3.776 MW, uz blagi pad (−151 MW), i i dalje vrši pritisak na cene tokom dnevnih sati. Istovremeno, hidroenergija je naglo pala na 6.291 MW (−839 MW), dok je gasna proizvodnja smanjena na 2.829 MW (−710 MW). Ugalj ostaje relativno stabilan na oko 4.940 MW, dok je nuklearna energija nepromenjena na 5.724 MW.
Dobija se klasičan prolećni obrazac: snažna intermitentna proizvodnja obara cene u perifernim zonama, dok pad hidro i gasa smanjuje fleksibilnost u centralnim tržištima. Zato Mađarska održava premijum – njen sistem balansira uvoz, manjak fleksibilnosti i relativno stabilnu potražnju.
Prekogranični tokovi dodatno potvrđuju sliku. Ukupan neto uvoz u region iznosi 1.423 MW (+54 MW), dok „core” tokovi (Austrija + Slovačka prema Mađarskoj/SEE) dostižu 2.575 MW (+20 MW). HU–DE spread se sužava na 22,1 €/MWh, ali ostaje dovoljno širok da održava pravac tokova ka Mađarskoj.
Unutar SEE, međutim, struktura je drugačija. Jaki tokovi sever–jug i istok–zapad i dalje postoje, ali nisu dovoljni da izjednače cene. Strukturna uska grla – posebno na pravcima Srbija–BiH, Crna Gora–Albanija i Bugarska–Grčka – i dalje izoluju zone sa viškom obnovljivih izvora. To dovodi do lokalnog pritiska na cene nadole uprkos uvoznim potrebama.
Intradnevna dinamika dodatno potvrđuje ovaj obrazac. Tokom solarnih sati dolazi do duboke kompresije cena u svim SEE tržištima, uključujući negativne ili bliske nuli vrednosti (Mađarska minimum −36,4 €/MWh, Slovenija −30 €/MWh, Grčka −14,5 €/MWh). U večernjim satima, međutim, dolazi do snažnih skokova, sa vrhovima do 277–280 €/MWh u Mađarskoj i 180–200 €/MWh u SEE zonama.
Ova volatilnost postaje dominantna karakteristika tržišta. Prosečne bazne cene sve manje odražavaju realnu vrednost, dok se profit sve više seli u fleksibilnost i upravljanje profilom potrošnje/proizvodnje.
Na forward strani, energetske robe ostaju podržavajuće. Gas na CEGH tržištu trguje se oko 46,33 €/MWh (+1,4), ugalj oko 105,5 €/t za maj-26 (+2,0), dok CO₂ dozvole (EUA) ostaju na uzlaznoj putanji oko 70–80 €/t ekvivalenta. Power forward ugovori za Mađarsku kreću se na 101,5 €/MWh (WK19) i 103,5 €/MWh (maj-26), što pokazuje da tržište i dalje ceni strukturnu napetost uprkos trenutnoj slabosti u satima sa visokim OIE.
Ključni zaključak je da SEE više nije jedinstvena cenovna zona sa manjim odstupanjima – već slojeviti sistem. Mađarska funkcioniše kao centralnoevropski cenovni hub, Rumunija kao polu-core balans tržište, dok Zapadni Balkan (Srbija, Crna Gora, Albanija, Severna Makedonija) formira strukturno diskontovanu zonu sa ograničenom fleksibilnošću i slabijom interkonekcijom.
Za trgovce i vlasnike imovine, vrednost se sve više nalazi u hvatanju spreadova – kako prekograničnih, tako i intradnevnih. Baterijska skladišta, reverzibilne hidroelektrane i fleksibilni gasni ili hibridni OIE postaju ključni. Bez fleksibilnosti, proizvođači su sve više izloženi kolapsu cena u podnevnim satima.
Istovremeno, trajni spreadovi od preko 30 €/MWh unutar fizički povezanog regiona pokazuju da je prenosna infrastruktura – posebno 400 kV koridori poput Transbalkanske veze – i dalje najvažniji faktor otključavanja vrednosti u sistemu. Dok se ta ograničenja ne ublaže, SEE će nastaviti da funkcioniše kao dva tržišta: premijum centar i diskontovana periferija, fizički povezana, ali ekonomski još uvek neujednačena.
