SEE elektroenergetska tržišta ulaze u treći kvartal sa drugačijom logikom formiranja cena u odnosu na onu koja je dominirala tokom perioda energetske krize. Gas i dalje ima značaj, ali je 25. nedelja pokazala da cene električne energije mogu da rastu čak i kada gas pojeftinjuje. Terminski ugovori za TTF su pali za 14,8% na prosečnih 41,76 €/MWh, dok je većina regionalnih tržišta električne energije ipak beležila rast. Ključni pokretač više nije cena goriva, već fizička ravnoteža elektroenergetskog sistema.
Ta ravnoteža postaje sve teža kako raste letnja potrošnja. Regionalna potrošnja je porasla za 3,1% na 16,34 TWh, pri čemu sve veći uticaj imaju potrebe za hlađenjem koje oblikuju cenu u popodnevnim i večernjim satima. Istovremeno, proizvodnja iz hidroelektrana je pala za 4,7%, proizvodnja iz vetra za 4,4%, dok je termoelektrična proizvodnja porasla za 19,4%. Sistem je, uprkos jeftinijem gasu, morao da aktivira više dispečabilnih kapaciteta kako bi održao balans.
Cena u trećem kvartalu će zato biti definisana kombinacijom temperatura, dostupnosti hidroenergije, vetrovnih uslova i prekograničnih zagušenja. Italija će i dalje ostati premium uvozno tržište kada su hidro i vetar slabi. Mađarska, Rumunija i Hrvatska će ostati izložene nestašici u Centralnoj Evropi. Srbija će se nalaziti između sopstvenog odnosa uglja i hidroenergije i uticaja viših cena iz susednih tržišta.
Glavni rizik pada cena dolazi od snažne proizvodnje iz solarnih elektrana, slabije potrošnje tokom vikenda i oporavka hidro potencijala. Sa druge strane, glavni rizik rasta cena dolazi od toplotnih talasa, slabog vetra, ograničene hidro proizvodnje i nestašice u večernjim satima kada sistem mora da pokrije rampu potrošnje. Tržište se sve više kreće ka letnjoj strukturi u kojoj dnevni proseci prikrivaju stvarni komercijalni rizik — cenu firme isporuke nakon zalaska sunca.
