Jun je poslao snažan signal tržištima električne energije u Jugoistočnoj Evropi: kasnomesečne visoke temperature, nagli rast potražnje za hlađenjem i ograničena fleksibilnost elektroenergetskog sistema nadjačali su uticaj nižih cena prirodnog gasa. Poređenje perioda od 16. do 30. juna sa prvom polovinom meseca pokazuje snažan rast cena električne energije na većini regionalnih tržišta. Mađarski HUPX dostigao je 149,01 €/MWh, što predstavlja rast od 48,7 €/MWh, dok je rumunski OPCOM dostigao 146,80 €/MWh, uz povećanje od 47,6 €/MWh. Hrvatska i Slovenija pratile su isti trend, sa cenama od 136,67 €/MWh i 134,33 €/MWh. Srpski SEEPEX porastao je na 114,87 €/MWh, crnogorski BELEN dostigao je prosečnih 108,63 €/MWh, dok su Bugarska i Grčka zabeležile umereniji rast, završivši period sa cenama od 99,72 €/MWh i 95,72 €/MWh. Mađarska je tako postala tržište sa najvećom cenovnom premijom u regionu.
Glavni pokretač rasta cena bila je povećana potrošnja električne energije usled viših temperatura. Prosečna potrošnja u regionu HU+SEE povećala se sa 28.054 MW u prvoj polovini juna na 31.414 MW u drugoj polovini meseca, što predstavlja rast od 3.360 MW. Istovremeno, prosečna temperatura u regionu HU+SEE bez Grčke porasla je sa 20,3°C na 25,5°C, dok je u Grčkoj temperatura povećana sa 24,1°C na 26,7°C. Rast temperatura preveo je tržište iz perioda u kojem su dominirali povoljni uslovi za obnovljive izvore energije u ranu letnju fazu sa znatno većim pritiskom na sistem. Do kraja juna region je prešao iz povremenih izvoznih viškova u značajnu zavisnost od uvoza, pri čemu je HU+SEE u drugoj polovini meseca imao prosečan neto izvoz od -466 MW, a 30. juna dostigao čak -2.682 MW.
Proizvodnja električne energije povećana je kod gotovo svih tehnologija, ali to nije bilo dovoljno da nadoknadi rast potražnje. Proizvodnja iz gasnih elektrana povećana je za 1.177 MW, na ukupno 4.757 MW, proizvodnja iz uglja porasla je za 476 MW, na 5.014 MW, nuklearna proizvodnja povećana je za 922 MW, na 4.901 MW, dok su proizvodnja iz vetra i sunca povećane za 841 MW i 894 MW. Jedini veći izvor koji je zabeležio pad bila je hidroenergija, koja je smanjena za 130 MW, na 6.098 MW. I pored toga, regionalni proizvodni miks ostao je snažno oslonjen na obnovljive izvore, pri čemu je solar činio 23%, hidroenergija 20%, ugalj 17%, gas 16%, nuklearna energija 16%, a vetar 8% ukupne proizvodnje. Međutim, formiranje cena sve više je zavisilo od dostupnosti fleksibilnih kapaciteta tokom večernjih sati, a manje od prosečne dnevne proizvodnje obnovljivih izvora.
Najvažniji tržišni signal iz juna bila je rastuća vrednost fleksibilnosti i mogućnosti upravljanja proizvodnjom. Velika proizvodnja iz solarnih elektrana spustila je dnevne cene električne energije gotovo do nule, pa čak i u negativnu zonu na pojedinim tržištima, dok su večernji skokovi cena postajali sve izraženiji. Tokom posmatranog perioda, maksimalna satna cena dostigla je 923,1 €/MWh u Mađarskoj, 954,6 €/MWh u Rumuniji, 1.041,5 €/MWh u Sloveniji, 946,6 €/MWh u Hrvatskoj i 800 €/MWh u Srbiji. Ovi podaci pokazuju da regionalna tržišta električne energije sve više vrednuju baterijska skladišta, mogućnost brzog povećanja proizvodnje, prekogranične kapacitete i fleksibilne elektrane, a ne samo ukupnu količinu proizvedene energije.
Pad cena goriva nije uspeo da ograniči rast cena električne energije. Prosečna cena prirodnog gasa na tržištu CEGH pala je sa 49,35 €/MWh na 43,06 €/MWh, dok je cena gasa u Grčkoj smanjena sa 46,14 €/MWh na 41,37 €/MWh. Istovremeno, cena evropskih emisionih jedinica EUA porasla je sa 77,85 €/t na 80,31 €/t. Rast cena električne energije u drugoj polovini juna zato nije bio posledica većih troškova goriva, već kombinacije vremenskih uslova, ograničenja u radu nuklearnih postrojenja, zavisnosti od uvoza i nedostatka fleksibilnosti tokom večernjih sati.
Mađarska je postala glavna tačka napetosti regionalnog tržišta. Potrošnja električne energije dostigla je novi letnji rekord od 7.488 MW 29. juna, dok je Nuklearna elektrana Paks bila suočena sa privremenim ograničenjima rada zbog visokih temperatura vode Dunava koje su premašile ekološke pragove. Mađarske vlasti odobrile su privremeno izuzeće kako bi se izbeglo veće smanjenje proizvodnje, čime je dodatno smanjenje ograničeno na 40 MW, umesto mogućih 640 MW. Ipak, kombinacija ekstremnih vrućina, visoke potrošnje, problema sa hlađenjem nuklearne elektrane i potrebe za uvozom postavila je HUPX kao referentno tržište sa najvišom cenovnom premijom u Jugoistočnoj Evropi.
Rumunija je pokazala još jedan važan tržišni trend. Iako je ostvarila novi rekord u proizvodnji iz solarnih elektrana od 2.952 MW, uz dodatnih oko 1.930 MW proizvodnje iz prosumerskih sistema, čime je ukupna podnevna solarna proizvodnja približena nivou od 5 GW, zemlja je i dalje u drugoj polovini juna imala prosečan neto uvoz od -637 MW. Ovo jasno pokazuje sve veću razliku između obilja električne energije tokom podnevnih sati i manjka energije tokom večeri, što dodatno jača investicioni potencijal za baterijska skladišta, fleksibilne gasne elektrane, upravljanje potrošnjom i jačanje prenosne mreže.
Grčka je nastavila da funkcioniše kao glavni južni balansni centar regiona. Iako je prosečna cena električne energije ostala relativno niska na nivou od 95,72 €/MWh, zemlja je tokom posmatranog perioda ostvarila prosečan neto izvoz od 1.385 MW. Uz proizvodni miks koji se sastojao od 36% gasa, 33% solarne energije i 22% energije vetra, Grčka je izvozila viškove obnovljive energije i fleksibilnu proizvodnju iz gasnih elektrana prema Bugarskoj, Severnoj Makedoniji i Albaniji, održavajući stabilnost sistema.
Tržište Srbije pokazalo je kombinaciju izazova i strateških mogućnosti. SEEPEX je dostigao prosečnu cenu od 114,87 €/MWh, dok je tržište dan unapred ostvarilo rekordni mesečni obim trgovanja od 569.139 MWh, što predstavlja rast od 12,6% u odnosu na isti period prethodne godine. Srbija je ostala strukturno zavisna od uvoza, sa prosečnim neto izvozom od -706 MW, dok proizvodnjom i dalje dominiraju ugalj sa 66% i hidroenergija sa 32%. Ovakvi tržišni uslovi dodatno podržavaju investicije u planirani srpski program od 1 GW solarnih elektrana uz najmanje 200 MW / 400 MWh baterijskih skladišta, razvoj projekta reverzibilne hidroelektrane Bistrica i nove vetroelektrane poput Alibunara.
Rezultati Crne Gore dodatno su pokazali koliko je važna pouzdanost domaće proizvodnje. Iako je BELEN imao prosečnu cenu od 108,63 €/MWh, zemlja je ostala neto uvoznik električne energije sa bilansom od -77 MW. Državna elektroprivreda EPCG potrošila je oko 142 miliona evra na uvoz električne energije tokom 2025. godine zbog zastoja TE Pljevlja i slabije hidrologije. Oko 780 GWh uvezene energije zamenilo je izgubljenu termo proizvodnju, dok je dodatnih 320 GWh bilo potrebno zbog manjeg rada hidroelektrana. Planirana ulaganja operatora CGES u mrežu kod Perućice i Pljevalja mogla bi omogućiti priključenje oko 550 MW novih obnovljivih kapaciteta, dok bi unapređenje koridora Trebinje–Perućica–Podgorica–Vau i Dejes moglo povećati prekogranični kapacitet na oko 600 MW.
Investicioni trend u celom regionu postaje sve jasniji. Baterijska skladišta, modernizacija mreže i hibridni obnovljivi projekti prelaze iz kategorije dodatnih rešenja u osnovnu energetsku infrastrukturu. Bugarska je proširila svoj portfelj skladišta kroz više novih projekata, uključujući Solarpro baterijsko postrojenje u Burgasu kapaciteta 602 MWh, dok je Mađarska pustila u rad nova skladišta u Tisaujvarosu i Ajki. Rumunija nastavlja razvoj velikog broja projekata solarnih elektrana sa baterijama, samostalnih baterijskih sistema, hibridnih PPA ugovora i velikih ulaganja u prenosnu mrežu. Ovi projekti mogu direktno iskoristiti rastuće dnevne razlike u cenama, skladišteći jeftinu solarnu energiju tokom dana i isporučujući je tokom skupih večernjih sati.
Sveukupno, Jugoistočna Evropa ulazi u novu eru formiranja cena električne energije. Tradicionalni model, zasnovan na termo baznoj proizvodnji uz balansiranje hidroenergijom, postepeno ustupa mesto sistemu u kojem solar određuje dnevno dno cena, gas i uvoz definišu večernje vrhove, a raspoloživost prekograničnih interkonekcija određuje lokalne premije zbog nedostatka energije.
Podaci iz juna jasno pokazuju da samo ubrzani razvoj obnovljivih izvora nije dovoljan za smanjenje tržišnog rizika. Bez dovoljnog kapaciteta za skladištenje, jačanja mreže i veće fleksibilnosti sistema, rast obnovljivih izvora može dodatno povećati dnevne oscilacije cena. Zbog toga će najveće dugoročne investicione prilike biti koncentrisane u oblastima kao što su hibridni solarni projekti sa baterijama, vetroelektrane sa balansnim rešenjima, reverzibilne hidroelektrane, velika mrežna baterijska skladišta i industrijski ugovori o kupovini električne energije (PPA) sa satnim usklađivanjem proizvodnje i fleksibilnim klauzulama.
