Tržišna sesija SEE električne energije za 2. jul donela je snažnu korekciju nakon prethodnog dana cenovnog skoka izazvanog toplotnim talasom, ali struktura i dalje pokazuje da tržište nije u potpunosti normalizovano. Cene za dan unapred (day-ahead) pale su širom regiona: HUPX je pao za 98,2 €/MWh na 136,93 €/MWh, SEEPEX je pao za 89,5 €/MWh na 137,41 €/MWh, Rumunija (OPCOM) se spustila na 147,86 €/MWh, dok su Bugarska i Grčka (IBEX/HENEX) iznosile 145,51 €/MWh. Najniža cena u regionu zabeležena je u Sloveniji na 118,55 €/MWh, dok je Crna Gora ostala regionalni maksimum sa 153,84 €/MWh. Nemačka je, nasuprot tome, trgovala znatno niže na 73,31 €/MWh, što ostavlja i dalje širok HU–DE spread od 63,62 €/MWh. To potvrđuje da je SEE–Mađarska i dalje strukturno odvojena od core evropskog cenovnog formiranja, uprkos snažnoj dnevnoj korekciji.
Glavni pokretač pada cena bio je jasan post-toplotni reset potražnje. Regionalna potrošnja pala je na prosečno 33.865 MW, što je 1.252 MW manje na dnevnom nivou, dok su neto uvozi porasli na 3.779 MW (+562 MW). Tokovi iz pravca Austrija/Slovačka → Mađarska/Slovenija porasli su na 4.166 MW (+1.069 MW), što pokazuje da su niže cene bile podržane većim uvozom, a ne strukturnim oporavkom domaće proizvodnje. Istovremeno, solarna proizvodnja porasla je na 7.514 MW (+967 MW), dok je vetar pao na 1.351 MW (-259 MW), što dodatno potvrđuje tipičan letnji intraday obrazac: jača proizvodnja u podne, ali i dalje izražena večernja napetost.
Satna (hourly) struktura cena ostaje ključni signal tržišta. HUPX je zabeležio dnevni minimum od 71 €/MWh u H14 i maksimum od 250 €/MWh u H20, dok je SEEPEX varirao od 80 €/MWh u H12 do 281 €/MWh u H20. Nemačka i Austrija imale su izrazito slabe podnevne cene, pri čemu je Nemačka pala na -3 €/MWh, a Austrija na -4,9 €/MWh u H14, što ukazuje na snažnu zasićenost solarnom energijom u core tržištu. To je dovelo do kompresije cena u podnevnim satima, praćene snažnim večernjim rampom (evening ramp) usled rezidualne potražnje. Zanimljivo je da je HUPX vršni prosek iznosio samo 124,6 €/MWh, što je ispod 149,3 €/MWh vanvršnog (off-peak) proseka, što pokazuje da solar sve više menja tradicionalne pretpostavke o baznoj (baseload) vrednosti i povećava značaj intraday trgovanja i fleksibilnih kapaciteta.
Raspodela po zemljama pokazuje jasan regionalan split između suficitnih i deficitnih zona. Bugarska je ostala najveći izvoznik sa 920 MW, dok je Bosna i Hercegovina izvezla 519 MW. Grčka je bila gotovo izbalansirana sa samo 59 MW neto izvoza, što predstavlja veliki zaokret u odnosu na prethodni dan. Na strani deficita, Rumunija je uvezla 1.980 MW, zatim Mađarska (1.709 MW), Srbija (619 MW), Hrvatska (387 MW), Crna Gora (296 MW), Slovenija (197 MW) i Severna Makedonija (63 MW). Rumunija se izdvaja kao glavni stresni faktor, gde su niža domaća proizvodnja i visoka regionalna potražnja doveli do statusa dominantnog uvoznog „sinka“.
Srbija je ostala snažno povezana sa Mađarskom. SEEPEX je trgovao na 137,41 €/MWh, svega 0,48 €/MWh iznad HUPX-a, što potvrđuje gotovo potpunu cenovnu konvergenciju. Potrošnja u Srbiji pala je na 3.643 MW, dok je proizvodnja iznosila 3.025 MW, što je rezultiralo neto uvozom od 619 MW. Iako je niža potrošnja smanjila zavisnost od uvoza u odnosu na prethodne sesije, Srbija je i dalje strukturno deficitna. Važno je da cenovni signal nije posledica izolovane domaće oskudice, već šireg HUPX-vezanog regionalnog balansa, pri čemu Srbija istovremeno uvozi iz susednih sistema i učestvuje u prekograničnim tokovima ka Mađarskoj i Rumuniji.
Crna Gora je ponovo bila najizraženiji slučaj cenovne premije u regionu. BELEN je iznosio 153,84 €/MWh, najvišu cenu u SEE i 16,91 €/MWh iznad HUPX-a. Sa potrošnjom od 434 MW i proizvodnjom od samo 138 MW, Crna Gora je imala deficit od 296 MW, usled izrazito ograničene domaće proizvodnje. Ovo potvrđuje visoku osetljivost malih sistema na hidro dostupnost, termo ograničenja i interkonektivne kapacitete tokom letnjih stresnih uslova.
Forward kriva je delimično oslabila, ali nije ukinula regionalnu premiju rizika. Mađarski Week 28 pao je na 107,50 €/MWh (-8,5 €/MWh), a Week 29 na 141 €/MWh (-6,5 €/MWh), dok je HU–DE spread ostao na 16 €/MWh (Week 28) i 32 €/MWh (Week 29). Gas i ugljenik su blago oslabili—CEGH na 44,65 €/MWh, grčki gas na 45 €/MWh, i EUA na 79,54 €/t—ali ti pokreti nisu bili dovoljni da u potpunosti objasne spot korekciju. Dominantni faktor bio je vremenski reset, pad rezidualnog opterećenja i jači uvozni tokovi, a ne strukturna promena fundamenta.
Ukupno gledano, trgovački signal ostaje mešovit, a ne bearish. Ekstremna premija toplotnog talasa se povukla, ali SEE tržišta—posebno Mađarska, Rumunija, Srbija, Crna Gora i blok Grčka–Bugarska—i dalje pokazuju visoku volatilnost i izražen rizik večernje oskudice. Ključni indikatori za naredne sesije ostaju skokovi cena u H20, AT/SK → HU/SI tokovi, uvozni deficit Rumunije, strukturni manjak Crne Gore i bliska konvergencija Srbije sa HUPX-om. Svaki novi porast temperature ili slabiji obnovljivi izlaz brzo bi ponovo otvorio prostor za rast cena širom regiona.
