Sesiја trgovanja električnom energijom u Jugoistočnoj Evropi (SEE) od 17. juna 2026. godine bila je obeležena širokim oporavkom day-ahead cena električne energije na većini regionalnih tržišta, jačanjem potražnje, povećanim udelom termalne proizvodnje i izraženom divergencijom između Srbije i ostatka regiona. Mađarska HUPX bazna cena porasla je na 123,79 €/MWh, što je rast od 8,3 €/MWh u odnosu na prethodni dan, dok je Rumunija dostigla 121,48 €/MWh. Bugarska i Grčka trgovale su oko 119,3 €/MWh, Slovenija na 118,09 €/MWh, a Hrvatska na 118,72 €/MWh. Italija je ostala najskuplje referentno tržište sa 134,54 €/MWh, uz premiju od 10,75 €/MWh u odnosu na HUPX.
Jasni izuzetak bila je Srbija. SEEPEX day-ahead cena pala je na 83,87 €/MWh, što predstavlja pad od 14,8 €/MWh i stvara neuobičajeno veliki diskont od 39,92 €/MWh u odnosu na Mađarsku. Ova razlika ukazuje na privremenu strukturalnu decoupling situaciju u odnosu na centralni regionalni tržišni blok. Na donjem delu balkanskog klastera, Albanija je trgovala na 99,68 €/MWh, Crna Gora na 103,74 €/MWh, a Severna Makedonija na 97,20 €/MWh, što su sve značajno niži nivoi u odnosu na centralnu Jugoistočnu Evropu.
Sa aspekta fizičkih fundamentalnih faktora, ključni pokretač bila je potražnja. Regionalna potrošnja porasla je na 29.444 MW, što je povećanje od 1.200 MW na dnevnom nivou, uz porast prosečne temperature na 21,8°C u SEE regionu i Mađarskoj, dok je Grčka dostigla 24,9°C. Sistem je prešao u neto uvozni režim od 611 MW, u poređenju sa neto izvoznim položajem prethodnog dana. Uvozi iz CORE regiona (AT+SK) porasli su na 1.544 MW, dok su tokovi ka Italiji ostali negativni na -841 MW, što ukazuje na nastavak izvoznog pritiska ka italijanskom tržištu.
Ukupna proizvodnja takođe je porasla na 28.437 MW, što je rast od 1.359 MW, ali je struktura proizvodnog miksa bila još značajnija od ukupnog nivoa. Solarna proizvodnja ostala je jaka na 6.792 MW, hidro je porastao na 6.084 MW, ugalj na 4.841 MW, gas je snažno skočio na 4.473 MW, a nuklearna energija na 4.829 MW. Ključna slabost bila je vetar, koji je pao na samo 685 MW, odnosno smanjenje od 329 MW. Ova kombinacija je povećala zavisnost od termalne proizvodnje u večernjim satima, čime je povećana marginalna cena sistema.
Formiranje cena reflektuje tipičan prelazni letnji obrazac. Solarna proizvodnja tokom podneva nastavlja da pritiska cene naniže, ali slabiji vetar i rast potražnje guraju gas i ugalj više u merit order, posebno tokom večernjih ramp perioda. Rezultat je jači bazni nivo cena i veća volatilnost u vršnim satima.
Prekogranični tokovi potvrđuju regionalnu segmentaciju. Bugarska je bila najveći neto izvoznik sa približno 1.295 MW, podržavajući snabdevanje istočnog dela SEE. Nasuprot tome, Hrvatska je uvozila oko 1.153 MW, Srbija oko 508 MW, Mađarska oko 509 MW, a Rumunija oko 248 MW, dok je Grčka bila gotovo u balansu sa blagim izvoznim viškom od oko 33 MW. Ova struktura pokazuje Bugarsku kao ključnog regionalnog izvoznika, dok su Srbija i susedna tržišta ostala strukturno uvoznici tog dana.
Satni cenovni obrasci na HUPX, OPCOM, BSP i HENEX tržištima pokazuju sličnu strukturu: snažno smanjenje cena tokom solarnih sati i izražen oporavak u večernjim satima. Intraday opseg u Mađarskoj jasno to ilustruje, sa minimumom oko 51,7 €/MWh i maksimumom blizu 192,9 €/MWh, što potvrđuje rastuću intraday volatilnost vođenu rezidualnom potražnjom, a ne baznom oskudicom.
Signali sa tržišta goriva i forward krive daju složeniju sliku. Iako su spot cene električne energije porasle, cene gasa i ugljenika su blago pale, sa CEGH gasom na 43,58 €/MWh, grčkim gasom na 42,05 €/MWh i EU emisijama na 79,85 €/t. Istovremeno, mađarski forwardi električne energije su porasli, sa WK26 na 129,50 €/MWh, WK27 na 123,00 €/MWh i jul 2026 na 119,00 €/MWh. Proširenje spread-a Mađarska–Nemačka na 21,50 €/MWh ukazuje da tržište ne ceni kretanje isključivo kroz troškove goriva, već kroz regionalni rizik: vremensku varijabilnost, manjak vetra, zavisnost od uvoza i večernju oskudicu.
Sa trgovinskog aspekta, najvažniji signal je rastuća divergencija između Srbije i regionalnog centra. Diskont od gotovo 40 €/MWh između SEEPEX-a i HUPX-a je neuobičajeno veliki, ali njegova mogućnost arbitraže zavisi od raspoloživih prekograničnih kapaciteta, alokacije prava prenosa i operativnih ograničenja tokova. Širi balkanski klaster takođe ostaje segmentiran: Crna Gora, Albanija i Severna Makedonija i dalje se konstantno trguju ispod nivoa Mađarske, ali realna monetizacija ovih spreadova uglavnom je ograničena na učesnike sa čvrstim prenosnim kapacitetima i fleksibilnim prekograničnim pozicioniranjem.
U celini, sesija odražava tržište koje sve manje funkcioniše kao jedinstveni regionalni blok, a sve više kao sistem fragmentisanih čvorišta, vremenski vođene volatilnosti i strukturnih mrežnih ograničenja, gde intraday fleksibilnost i prekogranični pristup postaju jednako važni kao i fundamentalni troškovi goriva.
