Sesiја na dan unapred za 6. jul 2026. donela je jasan post-vikend „reset” širom Jugoistočne Evrope, jer su tržišta prešla iz nedeljnog, niskocenovnog režima u znatno čvršće ponedeljno trgovinsko okruženje. Oporavak potrošnje, i dalje prisutan temperaturni uticaj na opterećenje sistema, kao i povratak cenovne nestašice u večernjim satima, oblikovali su celu regionalnu krivu i još jednom pokazali koliko brzo SEE tržišta električne energije mogu da prelaze između različitih intradnevnih režima.
Najjači referentni signal došao je iz Mađarske, gde je HUPX zatvoren na 116,43 €/MWh, što je rast od 44,1 €/MWh u odnosu na prethodni dan. Rumunija je pratila gotovo identično na 116,29 €/MWh, dok su Slovenija i Hrvatska bile veoma blizu, na 116,22 €/MWh i 115,71 €/MWh, što potvrđuje ponovno formiranje centralno-istočnog cenovnog klastera. Ova tržišta su tokom većeg dela sesije praktično trgovala kao jedinstvena spojena (coupled) zona, sa minimalnim odstupanjima između njih.
Na jugu je Crna Gora izdvojena kao najvolatilniji pomeraj. BELEN je skočio na 133,23 €/MWh, što je rast od 74,6 €/MWh, čime je postao najskuplje SEE tržište van Italije. Na vrhu regionalne strukture, Italija je dostigla 144,03 €/MWh, zadržavajući ulogu dominantnog regionalnog cenovnog premijuma i nastavljajući da povlači tokove iz jugoistočne Evrope ka Jadranskom basenu.
Na donjem delu skale, Srbija je trgovala na 97,84 €/MWh, ostajući značajno ispod mađarskog referentnog nivoa (za 18,59 €/MWh) i daleko ispod Italije (za više od 46 €/MWh). Severna Makedonija bila je regionalni minimum na 90,94 €/MWh. Važno je da srpski diskont nije posledica viška proizvodnje, već složenije strukture satne nestašice, prekograničnih ograničenja i segmentiranih tržišnih dinamika, pri čemu je zemlja i dalje bila neto uvoznik uprkos nižoj ceni.
Ključni pokretač rasta cena bio je snažan oporavak regionalne potrošnje. Ukupna potražnja u HU+SEE regionu porasla je na 30.779 MW, što je povećanje od 3.332 MW u odnosu na nedelju. Istovremeno, ukupni neto uvoz pao je sa 2.006 MW na 1.294 MW, što znači da je veći deo potražnje pokriven domaćom proizvodnjom i unutrašnjom redispečing optimizacijom, a ne dodatnim spoljnim snabdevanjem.
Prekogranični tokovi potvrđuju dvostruku strukturu sistema. Uvoz iz CORE regiona ostao je značajan, sa tokovima AT+SK → HU+SEE od 2.477 MW, dok je region i dalje izvozio ka Italiji u obimu od 1.089 MW. Time je nastao strukturalni obrazac u kojem SEE i Mađarska istovremeno zavise od severozapadnog uvoza, ali i snabdevaju skuplju potražnju u Italiji. Rezultat je dvosmerni balansni sistem u kojem tokove određuju cenovne razlike, a ne jednostavan regionalni višak ili deficit.
Najvažniji tržišni signal nije bio dnevni prosek, već intradnevni oblik krive cena. U Mađarskoj su cene varirale od minimuma od 37,2 €/MWh (H11) do maksimuma od 215,2 €/MWh (H21). Rumunija je imala gotovo identičan obrazac, od 36,7 €/MWh do 212,6 €/MWh. Srbija je takođe pokazala visoku volatilnost, od 23 €/MWh (H12) do 150,1 €/MWh (H21).
Ovaj obrazac odražava klasičan letnji solarni profil: višak proizvodnje iz fotonaponskih elektrana u podnevnim satima potiskuje cene, dok večernji ramp period—kada solar pada, a potrošnja za hlađenje ostaje visoka—stvara izraženu nestašicu kapaciteta. Činjenica da je mađarski prosečni „off-peak” (144,6 €/MWh) bio viši od „peak” proseka (88,3 €/MWh) pokazuje strukturnu promenu: tradicionalna podela na peak/off-peak gubi smisao, a fokus se pomera na uski večernji slot nestašice.
Za fleksibilne tehnologije signal je bio izuzetno snažan. Intradnevni spread dostizao je oko 178 €/MWh u Mađarskoj, 176 €/MWh u Rumuniji i 127 €/MWh u Srbiji, što otvara jasne arbitražne mogućnosti za baterijske sisteme, upravljanje potrošnjom i fleksibilnu proizvodnju fokusiranu na H20–H22 period.
Podaci o bilansima država potvrđuju fragmentisan sistem, a ne jedinstveni regionalni blok. Bugarska je bila najjači izvoznik sa neto izvozom od 1.393 MW, uz proizvodnju od 5.323 MW i potrošnju od 3.931 MW. Grčka je takođe ostala u izvoznom režimu sa 618 MW neto izvoza, dok je Bosna i Hercegovina izvezla 355 MW.
Na strani uvoza, Hrvatska (1.015 MW), Mađarska (861 MW), Rumunija (588 MW), Srbija (545 MW), Slovenija (285 MW), Crna Gora (217 MW) i Albanija (120 MW) ostale su neto uvoznici. To znači da region funkcioniše kao hibridni sistem u kojem Bugarska i Grčka obezbeđuju izvozni višak, dok centralni i zapadni SEE zavise od prekograničnog balansiranja.
Posebno je instruktivna pozicija Srbije. Uprkos relativno nižoj ceni, ostala je neto uvoznik od 545 MW, sa proizvodnjom od 2.807 MW i potrošnjom od 3.352 MW. Tokovi pokazuju uvoz iz više susednih zemalja uz istovremeni izvoz u druge pravce, što potvrđuje njenu ulogu tranzitnog i balansnog čvora, a ne čistog suficitnog ili deficitnog tržišta.
Crna Gora dodatno pokazuje kako koridorska dinamika utiče na cenu. Sa samo 209 MW proizvodnje i 426 MW potrošnje, ostala je strukturno deficitarna, ali snažni tokovi ka Italiji (432 MW base, 458 MW peak) pozicionirali su je kao fizički most ka italijanskom premijum tržištu, što objašnjava visok nivo cene uprkos uvoznom statusu.
Forward kriva dodatno potvrđuje kratkoročno zatezanje sistema. Mađarski nedeljni fjučersi ostaju visoki, sa Week 28 na 110 €/MWh i Week 29 na 146 €/MWh, dok je spread HU-DE za Week 29 iznosio 30,5 €/MWh, što ukazuje na nastavak premijum očekivanja u regionu.
Na strani goriva, gas je ostao stabilan, a ne volatilno pokrenut faktor, sa CEGH na 45,90 €/MWh i grčkim gasom na 43,75 €/MWh, dok su EUA emisije CO₂ bile oko 80,6 €/t. To potvrđuje da je kretanje cena tog dana bilo vođeno pre svega potrošnjom, tokovima i intradnevnom fleksibilnošću, a ne šokovima na strani goriva ili ugljenika.
Zaključak za 6. jul je jasan: SEE elektroenergetski sistem sve više definiše satna nestašica, a ne prosečni uslovi. Italija ostaje premijum „sink”, Crna Gora funkcioniše kao koridorski volatilni čvor, Srbija reflektuje segmentiranu uvoznu strukturu uprkos nižim cenama, dok Mađarska ostaje centralni referentni nivo konvergencije.
Širom regiona, cene više nisu određene samo baznim fundamentima. One su rezultat interakcije solarnog dnevnog viška i večernje nestašice, gde fleksibilnost—ne obim proizvodnje—postaje ključna determinanta vrednosti na tržištu.
