Dnevne cene električne energije porasle su na većini tržišta jugoistočne Evrope za isporuku 14. jula 2026. godine, ali rast cena nije doveo do regionalnog ujednačavanja. Umesto toga, tržište je ostalo podeljeno na tri jasno različite zone: skuplju zonu Mađarska–Slovenija–Austrija, srednju grupu koju čine Rumunija–Bugarska–Grčka–Hrvatska, i jeftiniji južni balkanski klaster sa Srbijom, Crnom Gorom, Albanijom i Severnom Makedonijom.
Cena bazne električne energije na mađarskoj berzi HUPX porasla je za 7,90 €/MWh i dostigla 133,75 €/MWh. Slovenija je zabeležila gotovo identičnu cenu od 133,65 €/MWh, dok je Austrija dostigla 135,72 €/MWh. Ovakva bliska povezanost cena pokazuje da je Mađarska i dalje snažno povezana sa centralnoevropskom cenovnom zonom, uprkos nastavljenoj zavisnosti od prekograničnog uvoza električne energije.
Nemačka je nastavila da trguje po nižoj ceni od Mađarske, sa prosekom od 123,97 €/MWh, čime je mađarska premija dostigla 9,78 €/MWh. Ta razlika bila je za 3 €/MWh veća nego prethodnog dana. Uvoz iz Austrije i Slovačke prema Mađarskoj i Sloveniji iznosio je prosečno oko 1.496 MW, što je smanjenje od 438 MW u odnosu na prethodnu sesiju. Kombinacija veće potrošnje u Mađarskoj i manjeg uvoza iz centralne Evrope doprinela je širenju cenovnog jaza.
I pored premije u odnosu na Nemačku, mađarska cena ostala je ispod italijanskog tržišnog nivoa. Italija je dostigla 151,89 €/MWh, što predstavlja premiju od 18,14 €/MWh u odnosu na Mađarsku. Širi region jugoistočne Evrope nastavio je da izvozi električnu energiju prema Italiji, sa prosečnim tokovima od oko 1.025 MW, što je dodatno podržalo cene u Sloveniji, Hrvatskoj i zapadnom delu Balkana.
Istočna povezana tržišta ostala su ispod nivoa Mađarske. Rumunija je završila dan sa cenom od 121,72 €/MWh, dok su Bugarska i Grčka imale identičan rezultat od 118,40 €/MWh. Mađarska je tako trgovala sa premijom od 12,03 €/MWh u odnosu na Rumuniju i 15,35 €/MWh u odnosu na Bugarsku i Grčku. Ista cena u Bugarskoj i Grčkoj ukazuje na relativno efikasan prenos cena između ova dva povezana tržišta.
Hrvatska je zauzela srednju poziciju sa dnevnom cenom od 126,65 €/MWh. Njena cena bila je oko 7,10 €/MWh niža od mađarske, ali značajno viša od crnogorske. Hrvatska je nastavila da se oslanja na značajan uvoz električne energije, sa oko 587 MW iz Mađarske tokom baznih sati i 745 MW tokom vršnih perioda. Uvoz iz Slovenije iznosio je oko 503 MW u baznom periodu i 456 MW tokom vršnih sati. Ukupni hrvatski neto uvoz dostigao je oko 1.214 MW, čime je Hrvatska bila najveći uvoznik u analiziranom regionu.
Najniže cene zabeležene su južnije na Balkanu. Cena na tržištu SEEPEX u Srbiji porasla je za 10,60 €/MWh na 108,15 €/MWh, ali je i dalje bila 25,60 €/MWh niža od Mađarske. Crna Gora je završila na 103,97 €/MWh, Albanija na 103,77 €/MWh, a Severna Makedonija na 104,74 €/MWh. Ova četiri tržišta formirala su relativno usklađenu južnobalkansku cenovnu zonu, sa razlikom manjom od 4,40 €/MWh.
Albanija je zabeležila najveći dnevni rast, od 19,50 €/MWh, ali je i dalje ostala najjeftinije tržište u regionu. Cena u Crnoj Gori porasla je za 8,70 €/MWh, dok je Severna Makedonija ostala gotovo nepromenjena. Srbija je trgovala nešto iznad svojih južnih suseda, sa cenom višom za 4,18 €/MWh u odnosu na Crnu Goru i 4,38 €/MWh u odnosu na Albaniju.
Nastavak velikih razlika između regionalnih tržišta pokazuje da je elektroenergetsko tržište jugoistočne Evrope i dalje fragmentisano. Bugarska je izvozila oko 1.498 MW, Grčka približno 541 MW, dok je Rumunija bila gotovo uravnotežena. Mađarska je uvozila oko 864 MW, Srbija približno 489 MW, a Hrvatska oko 1.214 MW.
Prekogranični rasporedi tokova pokazali su da komercijalni pravci ne prate uvek direktno dnevne prosečne cene. Bugarska je, na primer, nastavila izvoz prema Srbiji iako je imala višu dnevnu cenu. Takvi obrasci mogu biti posledica bilateralnih ugovora, rezervisanih kapaciteta, različitih satnih cena i nepotpune tržišne integracije između pojedinih granica.
Crna Gora je zadržala snažne veze sa susednim sistemima, primajući oko 229–233 MW iz Bosne i Hercegovine. Srbija je prema Crnoj Gori isporučivala oko 163–183 MW, dok je Albanija obezbeđivala približno 94 MW tokom baznih sati i 141 MW tokom vršnih perioda. Ovi tokovi doprineli su bliskom odnosu cena između Crne Gore i Albanije.
Regionalna potrošnja električne energije prognozirana je na 32.728 MW, što predstavlja povećanje od 1.384 MW ili oko 4,4% u odnosu na ponedeljak. Potrošnja u Mađarskoj porasla je za 215 MW na 4.712 MW, dok je grčka potrošnja povećana za 398 MW na 7.470 MW. Ukupna potrošnja Rumunije i Bugarske dostigla je 9.677 MW, dok je potrošnja na zapadnom Balkanu porasla za oko 471 MW.
Više temperature nastavile su da podržavaju rast potrošnje. Prosečna temperatura u regionu, bez Grčke, porasla je za 1,7°C na 23,5°C. Prognozirane temperature iznosile su oko 25,5°C u Mađarskoj, 24,6°C u Srbiji i 29,1°C u Crnoj Gori. Dalje zagrevanje do kraja nedelje, sa temperaturama koje bi u Crnoj Gori mogle dostići 30,9°C, trebalo bi dodatno da poveća potrebu za hlađenjem.
Rast proizvodnje iz obnovljivih izvora pomogao je da se pokrije deo dodatne potrošnje. Prognozirana solarna proizvodnja povećana je za 350 MW na 6.782 MW, dok je proizvodnja iz vetra porasla za 576 MW na 2.498 MW. Ukupna proizvodnja iz sunca i vetra dostigla je oko 9.280 MW, što predstavlja 28,4% prognozirane regionalne potrošnje.
Dodatnih 926 MW iz vetra i sunca pokrilo je oko 67% dnevnog rasta potrošnje. Preostali deo zahtevao je približno 458 MW dodatne proizvodnje iz fleksibilnih izvora ili promene u drugim obnovljivim i prekograničnim tokovima.
Ukupan regionalni neto uvoz smanjen je za 204 MW na 635 MW, pokrivajući manje od 2% ukupne potrošnje. Na osnovu odnosa potrošnje i uvoza, ukupna regionalna proizvodnja trebalo bi da dostigne oko 32.093 MW, odnosno približno 1.588 MW više nego prethodnog dana.
Mešavina proizvodnje u ponedeljak pokazala je značaj domaćih fleksibilnih izvora. Ukupna regionalna proizvodnja dostigla je 30.505 MW, što je povećanje od 4.246 MW u odnosu na nedelju. Solar je učestvovao sa 6.432 MW, ugalj sa 6.187 MW, nuklearna energija sa 5.561 MW, hidroelektrane sa 4.940 MW, gas sa 4.065 MW i vetar sa 1.923 MW.
Povratak radne nedeljne potrošnje uglavnom je pokriven povećanjem domaće proizvodnje, a ne većim uvozom. Hidro proizvodnja porasla je za 877 MW, solarna za 847 MW, vetroenergija za 788 MW, gasna proizvodnja za 519 MW, dok je proizvodnja iz uglja povećana za 213 MW. Istovremeno, uvoz je smanjen za 952 MW, što pokazuje dovoljnu fleksibilnost regionalnog sistema.
Kretanje cena po satima pokazalo je mnogo veću volatilnost nego što se vidi iz dnevnih proseka. Cena na HUPX tržištu padala je tokom podnevnog maksimuma solarne proizvodnje na oko 75–90 €/MWh, da bi tokom večernjeg vrha prelazila 200 €/MWh. Slični obrasci zabeleženi su u Rumuniji, Grčkoj i Sloveniji.
Razlika između najnižih dnevnih i večernjih cena u Mađarskoj prelazila je 120 €/MWh. Slična volatilnost uočena je i na drugim tržištima, što povećava vrednost baterijskih sistema, fleksibilne hidro proizvodnje i upravljanja potrošnjom.
Energetska tržišta dodatno su podržala više večernje cene. Cena gasa na austrijskom CEGH tržištu porasla je za 2,30 €/MWh na 52,05 €/MWh, grčki gas dostigao je 44,20 €/MWh, dok su emisijske dozvole EU porasle na 80,11 €/t. Ovi nivoi znače da varijabilni trošak moderne gasne elektrane iznosi približno 124–136 €/MWh.
Terminska tržišta u Mađarskoj pokazala su različita očekivanja. Cena za 30. nedelju pala je za 8 €/MWh na 120 €/MWh, dok je za 31. nedelju porasla za 4,50 €/MWh na 133 €/MWh. To ukazuje na očekivanje kratkotrajnog smirivanja tržišta, nakon kojeg bi moglo uslediti novo zatezanje uslova.
Tržište električne energije jugoistočne Evrope i dalje karakterišu jeftina podnevna solarna proizvodnja, skupa večernja fleksibilnost i velike regionalne razlike u cenama. Južnobalkanska tržišta ostaju na nivou od oko 104–108 €/MWh, ali ograničenja u prenosnoj mreži sprečavaju da se te niže cene u potpunosti prenesu prema Mađarskoj, Sloveniji i Italiji. Kombinacija mađarske zavisnosti od uvoza, hrvatskog manjka energije i visokih italijanskih cena dodatno povećava značaj prekograničnih kapaciteta, skladištenja energije i fleksibilne proizvodnje u regionu.
