Regionalno dan-unapred tržište električne energije zabeležilo je oštru korekciju nakon prethodnog skoka cena izazvanog toplotnim talasom. HUPX je pao na 100,96 €/MWh, što je pad od 36 €/MWh na dnevnom nivou, dok je SEEPEX Srbija iznosio 104,92 €/MWh, uz pad od 32,5 €/MWh. Rumunija je trgovala više na nivou od 108,96 €/MWh, Albanija na 112,91 €/MWh, dok su Slovenija i Hrvatska bile slabije sa 86,42 €/MWh i 91,45 €/MWh. Glavni izuzetak ostala je Italija, gde je nacionalna cena ostala visoka na 139,37 €/MWh, svega 2,7 €/MWh niže na dnevnom nivou, čime je zadržala status regionalnog premium tržišta. Nemačka je ostala jasna low-price sidrena tačka na 59,54 €/MWh, što je dodatno povećalo komercijalnu logiku za pozicioniranje između Core regiona i SEE, kao i SEE prema Italiji.
Ključni cenovni signal nije samo pad cena, već to što je regionalna struktura postala izrazito spread-driven. HU-DE spread se suzio na 41,42 €/MWh, ali je i dalje bio dovoljno širok da podrži uvoz iz Core regiona ka Mađarskoj i Sloveniji. Istovremeno, HU-GR spread je bio gotovo neutralan na -0,95 €/MWh, što znači da su se Grčka i Mađarska praktično izjednačile u cenama tokom dana, dok je Italija zadržala premiju od oko 38 €/MWh u odnosu na HUPX. To i dalje čini italijansku granicu strukturno atraktivnom tamo gde postoji dostupni kapacitet, posebno u večernjim satima nestašice.
Fizički balans se ublažio. Regionalna potrošnja je pala na 32.895 MW, što je smanjenje od 583 MW na dnevnom nivou, dok su ukupni neto uvozi pali na 2.835 MW, odnosno 747 MW manje. Region je stoga imao manju potrebu za eksternom energijom, ali je i dalje ostao značajno zavisan od uvoza, koji je činio oko 11% ukupnog bilansa. Strana proizvodnje je oslabila: hidro je pao za 890 MW, gas za 901 MW, a solar za 814 MW, dok je ugalj ostao relativno stabilan na 6.064 MW, a vetar se blago poboljšao na 1.777 MW. Struktura je zato bila defanzivnija nego što to sugeriše pad cena — korekcija je došla iz niže potražnje i slabijeg spoljnog cenovnog pritiska, a ne iz snažnog oporavka proizvodnje.
Bilansi po zemljama jasno pokazuju tačke pritiska. Rumunija je ostala veliki neto uvoznik sa 1.533 MW, uprkos proizvodnji od 4.593 MW i potrošnji od 6.126 MW. Mađarska je uvozila 1.210 MW, uz proizvodnju od 3.490 MW i potrošnju od 4.700 MW. Srbija je takođe ostala u deficitu od 438 MW, sa proizvodnjom od 3.046 MW i potrošnjom od 3.484 MW. Nasuprot tome, Bugarska je izvozila 909 MW, podržana nuklearnom i solarnom proizvodnjom, dok je Bosna i Hercegovina izvozila 553 MW. Grčka je prešla u blagu uvoznu poziciju od 326 MW, uprkos i dalje visokoj solarnoj i gasnoj proizvodnji, uz potrošnju od 7.397 MW.
Satni profil je veoma relevantan za trgovinu i skladištenje. HUPX je zabeležio minimum od 9,6 €/MWh u 14. satu i maksimum od 204,3 €/MWh u 19. satu. Kriva Srbije je bila ravnija, ali i dalje pogodna za intraday optimizaciju, sa minimumom od 46 €/MWh i maksimumom od 175 €/MWh, takođe u večernjem vrhu. Nemačka i Austrija su pokazale najizraženiju solar depression, pri čemu je Nemačka pala na -5 €/MWh, dok je Italija zadržala visok cenovni pod, sa minimumom od 117,3 €/MWh i maksimumom od 170,2 €/MWh. To potvrđuje da je komercijalna vrednost koncentrisana u večernjoj rampi, a ne samo u baznoj energiji.
Tokovi električne energije dodatno podržavaju ovu sliku. Region HU+SEE je i dalje bio neto uvoznik iz Core područja, sa tokovima AT+SK → HU+SI od 3.797 MW, dok je region izvozio 418 MW ka Italiji i 554 MW ka Ukrajini/Moldaviji. Unutrašnji balkanski tokovi su se takođe promenili, sa MK+AL+BG → GR od 434 MW, što pokazuje da je Grčka imala potrebu za regionalnom podrškom nakon prethodnih dana izvoza. Za trgovce, ovo potvrđuje strukturu koridora: jeftiniji Core ulazi u Mađarsku i Sloveniju, deo SEE balansira Rumuniju, Srbiju i Grčku, dok Italija ostaje premium sink.
Forward tržišta nisu u potpunosti pratila spot korekciju. HU Week 28 se trgovao na 111 €/MWh, dok je HU Week 29 porastao na 146,5 €/MWh, što je rast od 5,5 €/MWh na dnevnom nivou i više od 22% u sedam dana. To je snažan signal da tržište posmatra spot pad kao posledicu vremena i tokova, a ne kao strukturni bearish preokret. Gas je takođe ostao visok, sa CEGH na 45,10 €/MWh, dok je EUA bio oko 79,45 €/t. Forward kriva i dalje ceni rizik vrućine, uvozne zavisnosti i termo marginalnosti u narednim nedeljama.
Za Srbiju je dnevni signal mešan, ali značajan. SEEPEX na 104,92 €/MWh ostao je malo iznad HUPX-a i znatno ispod Italije, uz i dalje uvoz od 438 MW. Ugalj je dominirao u proizvodnoj strukturi Srbije, sa približno 76% ugalj, 20% hidro i 4% vetar u prethodnom danu. Deficitna pozicija bila je manja nego u Rumuniji ili Mađarskoj, ali i dalje dovoljna da Srbiju zadrži u višem balkanskom cenovnom klasteru, a ne u jeftinijoj austrijsko-nemačkoj zoni. Za investitore u vetar, solar i BESS u Srbiji, ovaj dan dodatno potvrđuje važnost fleksibilnih ugovora, balansnih usluga i evening capture strategije, a ne čistog baseload merchant modela.
Najčistiji zaključak je da je 3. jul bio dan korekcije, a ne bearish reset. Spot cene su snažno pale širom SEE i Mađarske, ali uvozna zavisnost je ostala vidljiva, Italija je zadržala strukturnu premiju, večernja nestašica i dalje dominira satnim spread-ovima, a HU Week 29 je značajno porastao. Sve to održava volatilnost, prekogranične opcije i vrednost skladištenja energije i dalje snažno u igri.
