SEE dnevne (day-ahead) cene električne energije su snažno porasle za isporuku 23. juna, pri čemu su Mađarska, Rumunija, Slovenija i Hrvatska dostigle nivoe bliske Centralnoj Evropi, jer je tržište repricing-ovalo strmi večernji ramp residualnog opterećenja, dok su Srbija i Albanija ostale značajno diskontovane.
Mađarski day-ahead bazni indeks na berzi HUPX iznosio je €173.04/MWh, što je rast od €47.6/MWh na dnevnom nivou. Rumunski OPCOM bio je gotovo usklađen na €172.88/MWh (+€48.8/MWh), dok je slovenački BSP zatvorio na €169.63/MWh, a hrvatski CROPEX na €170.37/MWh. Ovaj pomak doveo je severni SEE klaster gotovo na nivo Nemačke (€174.91/MWh) i Austrije (€169.46/MWh), dok je Italija ostala niže na €153.83/MWh.
Najveća divergencija zabeležena je južnije. Srbija na SEEPEX-u zatvorila je na €93.36/MWh, dok je Albanija na ALPEX-u bila na €93.48/MWh. Crna Gora (BELEN) je iznosila €115.30/MWh, a Severna Makedonija (MEMO) pala na €105.96/MWh. Spread Srbija–Mađarska se proširio na skoro €80/MWh, potvrđujući Srbiju kao glavni diskontni čvor (discount node) u regionalnoj strukturi.
Formiranje cena nije bilo rezultat opšteg manjka ponude. Regionalna potrošnja procenjena je na 31,785 MW (+840 MW dan na dan), dok je ukupna proizvodnja takođe porasla. Hidro je iznosio 6,324 MW, solar 6,609 MW, gas 4,634 MW, ugalj 4,549 MW, vetar 2,809 MW, dok je nuklearna proizvodnja ostala stabilna na 5,033 MW. Sistem je dakle imao dovoljnu ukupnu ponudu, ali je cena rizika koncentrisana u večernjim satima, kada solar izlazi iz sistema, a fleksibilna proizvodnja postavlja marginalnu cenu.
Satni profili su pokazali ključni trading signal. Maksimalne satne cene dostigle su €496.1/MWh u Mađarskoj, €545.5/MWh u Nemačkoj, €493.0/MWh u Rumuniji, €478.3/MWh u Sloveniji, €481.8/MWh u Hrvatskoj i €488.7/MWh u Austriji. Maksimumi su bili koncentrisani oko 21–22h, dok su minimumi bili oko 14h, na nivou od približno €62–63/MWh u većini tržišta.
Ovakav oblik krive pokazuje sve izraženiju podelu SEE tržišta: niske cene u solarnoj sredini dana i ekstremni večernji premijumi za fleksibilnost. Ovakav spread dodatno jača investicioni signal za baterije, reverzibilne hidroelektrane i dispatchable hidro kapacitete, koji mogu prebaciti energiju iz viškova u popodnevne i večernje pikove.
Prekogranični tokovi su pokazali fragmentisanu regionalnu ravnotežu. SEE–Mađarska blok bio je blizu nule sa neto uvozom od -146 MW, dok su CORE uvozi u region pali na 176 MW (-604 MW dan na dan). Grčka se pojavila kao značajan izvoznik (~1,405 MW), dok su Hrvatska, Rumunija i Srbija ostale neto uvoznici u regionalnim tokovima.
Forward tržište nije u potpunosti pratilo spot skok. Mađarski Week 27 ostao je nepromenjen na €135.50/MWh, Week 28 je pao €8/MWh na €112.50/MWh, a jul 2026. oslabio na €119/MWh. Kriva je dakle tretirala skok kao kratkoročan scarcity događaj, a ne strukturnu repricing promenu. Gas je bio jači (CEGH €43.85/MWh, grčki gas €42/MWh), dok je EU karbon porastao na €81.57/tCO₂. Ugalj je ostao stabilan.
Za Srbiju je ova struktura tržišta komercijalno značajna. SEEPEX je i dalje bio oko €80/MWh ispod HUPX-a i OPCOM-a, što stvara snažan teorijski izvozni arbitražni signal, ograničen raspoloživim interkonektorima i nominacijama prekograničnih tokova. Ovaj persistentni spread naglašava vrednost prenosnih kapaciteta i interkonekcija u tržištu koje još nema punu konvergenciju.
Isti signal jača investicioni argument za fleksibilne kapacitete. Planirana 650 MW reverzibilna hidroelektrana Bistrica u Srbiji, koja se razvija kroz finansijske razgovore sa JICA, direktno odgovara na uočeni obrazac cena: niski dnevni nivoi i visoki večernji pikovi. Slično, mrežni projekti u Crnoj Gori oko Perućice i Pljevalja ukazuju na povećanje fleksibilnosti sistema.
Vremenski rizik ostaje ključni kratkoročni faktor. Temperature u SEE regionu očekuju se da porastu sa 24.5°C na 26.3°C, dok Srbija ide ka 27°C, a Crna Gora ka 30°C. To podržava potrošnju za hlađenje, ali zadržava problem večernjeg rampinga, posebno ako oslabi vetar ili se ograniče prekogranični uvozi.
Sesija od 23. juna jasno pokazuje: SEE više nije jedinstven tržišni blok. Severni deo (Mađarska, Rumunija, Slovenija, Hrvatska) prati Centralnu Evropu i cene večernje oskudice, dok južni deo (Srbija i Albanija) ostaje duboko diskontovan. Arbitraža postoji, ali njena realizacija zavisi od mrežnih kapaciteta, fleksibilnih resursa i prekogranične infrastrukture.
