Tržišna sesija na tržištu električne energije jugoistočne Evrope od 9. jula 2026. godine pokazala je uravnoteženije, ali i dalje zategnuto tržišno okruženje. Potražnja za električnom energijom je oslabila, a regionalni neto uvoz značajno je smanjen, ali su veleprodajne cene ostale koncentrisane oko nivoa od 120 €/MWh. Niža proizvodnja iz solarnih elektrana, veće angažovanje termoelektrana i kontinuirana premija na italijanskom tržištu održali su cene na povišenim nivoima. Glavni tržišni signal nije bila trenutna nestašica ponude, već snažna konvergencija cena na tržištima centralne JIE, uključujući Mađarsku, Rumuniju, Bugarsku, Grčku, Hrvatsku i Sloveniju. Istovremeno, Italija je ostala strukturno skuplje tržište, dok su Srbija i Severna Makedonija trgovale uz diskont.
Regionalni cenovni koridor bio je jasno vidljiv na glavnim tržištima dan unapred. Mađarski HUPX završio je sesiju sa cenom od 123,62 €/MWh, što je pad od 4,5 €/MWh u odnosu na prethodni dan, ali je smanjenje bilo ograničeno uprkos značajnom padu regionalnih potreba za uvozom. Rumunski OPCOM zatvoren je na 119,97 €/MWh, bugarski IBEX na 119,92 €/MWh, grčki HENEX na 120,01 €/MWh, Hrvatska na 121,23 €/MWh, a Slovenija na 122,50 €/MWh. Ova tržišta formirala su uzak regionalni cenovni opseg od 120 do 123 €/MWh, što odražava snažnije usklađivanje povezanih tržišta električne energije u JIE.
Glavni izuzeci bili su Srbija, Severna Makedonija i Italija. Prosečna cena na SEEPEX-u u Srbiji iznosila je 107,23 €/MWh, stvarajući diskont od 16,40 €/MWh u odnosu na HUPX, dok je Severna Makedonija zabeležila najnižu regionalnu cenu od 103,05 €/MWh. Na drugoj strani tržišta, Italija je ostala regionalni lider po cenama sa prosekom od 153,73 €/MWh, zadržavajući premiju veću od 30 €/MWh u odnosu na Mađarsku. Kontinuirana italijanska premija ostala je važan pokretač prekograničnih tokova električne energije.
Uslovi ponude i potražnje u regionu poboljšali su se tokom sesije. Ukupna potrošnja električne energije u JIE zajedno sa Mađarskom smanjena je na 31.575 MW, što predstavlja pad od 920 MW na dnevnom nivou, dok je regionalni neto uvoz smanjen na 907 MW, odnosno za 1.639 MW. Uvoz iz centralnoevropskog regiona preko Austrije i Slovačke takođe je značajno opao na 1.865 MW, što predstavlja smanjenje od 1.689 MW. Kao rezultat toga, tradicionalna prednost jeftinije električne energije iz centralne Evrope za Mađarsku i JIE oslabila je. Rast cene u Nemačkoj na 124,21 €/MWh doveo je HUPX gotovo na isti nivo kao nemačko tržište, primoravajući cene u JIE da sve više odražavaju regionalne uslove proizvodnje, a manje oslanjanje na spoljne izvore uvoza.
Uprkos nižoj potražnji, proizvodni miks nastavio je da podržava više cene. Proizvodnja iz solarnih elektrana smanjena je za 760 MW, na 6.236 MW, dok je proizvodnja iz vetroelektrana takođe opala na 1.141 MW. Hidroproizvodnja je povećana za 279 MW, na 5.362 MW, ali to nije bilo dovoljno da nadoknadi slabiju dostupnost obnovljivih izvora. Istovremeno, proizvodnja iz uglja povećana je za 294 MW, na 6.514 MW, dok je proizvodnja iz gasnih elektrana porasla za 236 MW, na 4.546 MW. Ključni pokretač tržišta bio je prelazak ka skupljoj termo proizvodnji usled slabije raspoloživosti obnovljivih izvora.
Dnevni obrazac cena ostao je snažno oblikovan ciklusima proizvodnje iz obnovljivih izvora. HUPX je zabeležio minimum od 36,70 €/MWh tokom sata H15, dok je večernji maksimum dostigao 206,10 €/MWh u satu H22. Sličan obrazac, povezan sa padom solarne proizvodnje i večernjim rastom potražnje, zabeležen je u Nemačkoj, Rumuniji, Bugarskoj, Grčkoj, Hrvatskoj i Sloveniji, sa nižim cenama tokom podnevnih sati i izraženim večernjim skokovima. Srbija je pokazala najveću večernju volatilnost: iako je prosečna dnevna cena ostala relativno niska, tržište je dostiglo 227 €/MWh u satu H22, što je najviši večernji skok među analiziranim tržištima JIE.
Italija je nastavila da bude glavni cenovni oslonac regiona. Nacionalni italijanski prosek dostigao je 153,73 €/MWh, dok je čak i minimalna dnevna cena ostala visoka na nivou od 136 €/MWh. To pokazuje da italijanska premija nije bila ograničena samo na periode večernje nestašice, već je bila prisutna tokom većeg dela trgovačkog dana. Kontinuirana razlika u cenama podržala je komercijalni značaj tokova električne energije ka jugu i zapadu. Crna Gora je ostala strateški važna tranzitna tačka, sa neto uvozom od 113 MW, dok su prosečni tokovi iz Crne Gore ka Italiji iznosili 397 MW, povećavajući se na 507 MW tokom vršnih sati.
Bugarska je nastavila da ima stabilizujuću ulogu na regionalnom tržištu, ostvarivši neto izvoz od 1.235 MW. Proizvodnja u Bugarskoj dostigla je 4.983 MW, u poređenju sa potrošnjom od 3.749 MW, uz podršku nuklearne, ugljene i solarne proizvodnje. Izvoz električne energije iz Bugarske odvijao se prema Rumuniji, Srbiji, Severnoj Makedoniji i Grčkoj, doprinoseći održavanju regionalnih cena oko nivoa od 120 €/MWh.
Srbija je ostala strukturno deficitarna uprkos nižoj prosečnoj ceni. Potrošnja je iznosila 3.441 MW, dok je domaća proizvodnja dostigla 2.975 MW, ostavljajući zemlju sa 466 MW neto uvoza. U vršnim satima uvoz je dostigao 777 MW, što ukazuje na nastavak zavisnosti od regionalne podrške tokom perioda veće potražnje. Razlika između niže prosečne dnevne cene Srbije i večernjeg maksimuma od 227 €/MWh pokazuje da tržište nije bilo konstantno u stanju nestašice, ali je ostalo ranjivo tokom perioda smanjene solarne proizvodnje i ograničene prekogranične fleksibilnosti.
Mađarska je takođe ostala zavisna od uvoza, iako se njen bilans poboljšao u odnosu na prethodne sesije. Potrošnja je pala na 4.298 MW, proizvodnja je dostigla 3.636 MW, dok je neto uvoz iznosio 662 MW. Mađarsko tržište pokazalo je izražen profil trgovanja tokom dana, sa uvozom tokom jeftinijih sati i snažnijim komercijalnim pozicioniranjem tokom vršnih perioda kada su se regionalne razlike u cenama povećavale.
Rumunija se približila ravnoteži, sa potrošnjom od 5.755 MW, proizvodnjom od 5.481 MW i neto uvozom od 274 MW. Raznovrstan proizvodni miks, koji uključuje hidroenergiju, nuklearnu energiju, gas i ugalj, pomogao je da se cene zadrže u skladu sa širim regionalnim koridorom JIE. Cena na OPCOM-u od 119,97 €/MWh potvrdila je da se Rumunija trgovala unutar regionalnog opsega, bez formiranja posebne premije.
Grčka je ostala gotovo potpuno uravnotežena, sa potrošnjom od 7.122 MW, proizvodnjom od 7.093 MW i svega 29 MW neto uvoza. Iako je gas i dalje imao važnu ulogu u grčkom proizvodnom miksu, snažna dostupnost obnovljivih izvora sprečila je veće odstupanje cena. HENEX je završio sesiju gotovo identično kao Rumunija i Bugarska, potvrđujući integraciju Grčke u širu strukturu cena JIE.
Terminska tržišta ukazala su na oprezniji pogled u odnosu na spot tržište. CEGH fjučersi za gas porasli su na 50,03 €/MWh, dok je cena grčkog gasa povećana na 45,01 €/MWh. Cene uglja takođe su ojačale, dok su evropske dozvole za emisiju ugljen-dioksida (EUA) blago pale na 79,04 €/t, ali nedovoljno da neutrališu podršku koju pružaju troškovi energenata. Terminski ugovori za mađarsku električnu energiju ostali su na visokim nivoima, sa cenom za 29. nedelju od 133,50 €/MWh, za 30. nedelju od 130 €/MWh, dok je prosečna cena za 2026. godinu iznosila 131,50 €/MWh, što ukazuje da trgovci i dalje očekuju stabilno tržišno okruženje u srednjem roku.
Ukupna tržišna procena pokazuje da je jugoistočna Evropa prešla iz perioda ekstremne napetosti izazvane visokim temperaturama u strukturu tržišta koja je više zasnovana na razlikama u cenama i osetljivosti na troškove energenata. Niža potražnja smanjila je neposredan pritisak, ali su slabija proizvodnja iz solarnih elektrana, niža proizvodnja iz vetra i veća potreba za termoelektranama zadržali podršku cenama. Ključni faktor za naredne sesije biće kretanje cena u Nemačkoj. Povratak jeftinijeg uvoza iz centralne Evrope mogao bi da spusti HUPX i tržišta istočne JIE, dok bi nastavak snažnog nemačkog tržišta i trajna italijanska premija mogli da zadrže regionalne cene blizu 120 €/MWh, uprkos slabijoj potražnji.
