SEE tržište električne energije otvorilo je nedelju uz snažan skok cena vođen nestašicom, koji su predvodile Mađarska i Rumunija, gde su cene bazne energije za dan unapred porasle na 222,73 €/MWh na HUPX-u i 223,54 €/MWh na OPCOM-u. Oba tržišta više su nego udvostručila cene u odnosu na prethodnu sesiju, uz rast od preko 126 €/MWh u Mađarskoj i gotovo 128 €/MWh u Rumuniji. Ovaj skok nije bio posledica goriva, jer su cene gasa i EUA emisija ostale stabilne, već kombinacije povećane ponedeljne potrošnje, toplog vremena, nedostatka kapaciteta u večernjem vrhu i ograničenih prekograničnih interkonekcija između jeftinijih južnih i skupljih centralno-istočnih tržišta.
Regionalni signal potrošnje bio je ključan faktor. Ukupna potrošnja u SEE porasla je na 34,3 GW, što je za 3,76 GW više nego dan ranije, dok su neto uvozi porasli na 1,77 GW. Mađarska je sama dostigla 5,58 GW potrošnje, dok su Rumunija i Bugarska zajedno približile 9,89 GW. Uprkos snažnoj proizvodnji iz obnovljivih izvora, uključujući 8,30 GW solarne energije, sistem je ostao napet u večernjim satima. Struktura cena jasno se pomerila sa jeftinih podnevnih solarnih perioda ka večernjem vršnom opterećenju, gde su cene dostigle 759,3 €/MWh na HUPX-u i 766,7 €/MWh na OPCOM-u.
Tržište se efektivno podelilo u dve cenovne zone. Mađarska i Rumunija formirale su visokocenovni blok iznad 222 €/MWh, dok su Hrvatska i Slovenija sledile sa 184,01 €/MWh i 172,59 €/MWh, odražavajući izloženost centralnoevropskoj zategnutosti. Srbija je zatvorila na 149,94 €/MWh, uz snažan dnevni rast, dok su Grčka i Bugarska ostale u niskocenovnoj zoni sa 86,50 €/MWh i 90,32 €/MWh, uprkos tome što su bile neto izvoznici. To je dovelo do ekstremnih razlika, pa je Rumunija trgovala 137 €/MWh iznad Grčke, a Mađarska oko 132 €/MWh iznad Bugarske.
Prekogranični tokovi potvrđuju da problem nije bio opšti nedostatak energije, već strukturna i lokacijska neravnoteža i zagušenja u mreži. Grčka je izvozila oko 1,72 GW, podržana snažnom proizvodnjom iz OIE, dok je Bugarska izvozila 738 MW i delovala kao tranzitni koridor ka Rumuniji. Ipak, Mađarska je i dalje uvozila 1,28 GW, Rumunija 1,04 GW, Hrvatska 1,39 GW, a Srbija 543 MW. Glavni fizički tok dolazio je iz Austrije i Slovačke ka Mađarskoj i Sloveniji, sa CORE uvozima od 2,44 GW, dok je istovremeno region izvozio 634 MW ka Italiji, što ukazuje na zagušenja i cenovne razlike usled ograničenog prenosa.
Pozicija Srbije bila je slabija nego što agregatni SEEPEX podaci sugerišu. Potrošnja je porasla na 3,95 GW, dok je proizvodnja iznosila 3,41 GW, što znači neto uvoz od 543 MW. U vršnim satima zavisnost od uvoza bila je još izraženija, sa maksimalnim uvozom od 937 MW. Iako je SEEPEX zatvorio na 149,94 €/MWh, ispod većine centralnoevropskih tržišta, intradnevni stres bio je vidljiv, sa vršnim cenama do 455,1 €/MWh u H21. Energetski miks Srbije i dalje je bio dominantno zasnovan na uglju (oko 73%), što povećava osetljivost na večernje skokove potrošnje i prenos uvoznih cena.
Crna Gora je ostala mala po obimu, ali strateški važna zbog interkonekcije sa Italijom. BELEN je zatvorio na 117,67 €/MWh, dok je Italija imala 156,65 €/MWh, održavajući izvoznu motivaciju ka italijanskom tržištu. Crna Gora je i dalje bila neto uvoznik sa oko 120 MW, ali je istovremeno izvozila oko 180 MW ka Italiji, sa vrhovima blizu 296 MW, delujući kao regionalni arbitražni i tranzitni čvor između SEE i Italije.
Terminska tržišta već ukazuju da se Mađarska posmatra kao ključna tačka napetosti. HU Week 27 porastao je na 152 €/MWh, što je rast od 18,29%, dok su Nemačka i Italija ostale znatno niže na 108,5 €/MWh i 133,5 €/MWh. Proširenje HU-DE spreda na 43,5 €/MWh pokazuje da tržište Mađarsku više ne vidi kao kratkoročan vremenski šok, već kao tržište sa strukturnim zagušenjima, uvoznom zavisnošću i rizikom večernjeg vršnog opterećenja.
Uprkos snažnom skoku cena, kompleks goriva ostao je stabilan. Gas i EUA nisu pokazali značajne promene, što potvrđuje da je rast cena bio posledica ograničenja fleksibilnosti elektroenergetskog sistema, a ne rasta troškova goriva. Ovo se poklapa sa širim regionalnim razvojem ulaganja u skladištenje i obnovljive izvore, gde se novi baterijski i mrežni projekti u Bugarskoj, Rumuniji i Zapadnom Balkanu sve više fokusiraju upravo na večernje skokove opterećenja i zagušenja u mreži.
Kratkoročni rizik ostaje uslovljen vremenskim prilikama. Očekuju se visoke temperature 30. juna, što održava pritisak na potrošnju, ali se potom predviđa postepeno zahlađenje početkom jula. Međutim, ključna poruka ovog dana je jasna: SEE tržišta električne energije ulaze u fazu u kojoj solar određuje cene u podne, uvoz uveče formira marginalnu ponudu, a prekogranična zagušenja odlučuju o cenama širom regiona.
