Jugoistočna evropska dan-unapred tržišta električne energije zabeležila su snažan pad za isporuke 4. juna, jer su povećan uvoz iz Centralne Evrope i slabija proizvodnja iz vetra i solarne energije ublažili regionalnu napetost u snabdevanju, dok je Albanija jedina veća tržišna zona koja je zabeležila rast.
Mađarski HUPX baseload ugovor pao je za 27,7% na danu na dan, na 88,57 €/MWh, povlačeći većinu susednih tržišta naniže. Rumunski OPCOM i bugarski IBEX završili su trgovanje na 91,05 €/MWh, dok je srpski SEEPEX zatvorio na 91,61 €/MWh. Slovenački BSP i hrvatski CROPEX zabeležili su najstrmije padove, na 75,30 €/MWh i 77,61 €/MWh.
Adriatski region ostao je fragmentisan, pri čemu je albanski ALPEX porastao za 18,4% na 119,02 €/MWh, zadržavajući značajnu premiju u odnosu na ostatak Balkana.
Regionalna potrošnja električne energije ostala je stabilna na oko 28,3 GW, ali je ukupna proizvodnja pala na 26,95 GW, što je povećalo zavisnost od uvoza. Proizvodnja vetra smanjena je za oko 675 MW, dok je solarna proizvodnja pala za 857 MW u odnosu na prethodni dan. Hidroenergija je delimično kompenzovala pad obnovljivih izvora, uz rast od 214 MW.
Kako je domaća proizvodnja oslabila, neto uvoz u SEE-Hungary region porastao je na 2.869 MW, što je rast od 1.300 MW dnevno na dnevni nivo. Uvoz iz Austrije i Slovačke kroz Core region porastao je na 3.939 MW, uz povećanje od 1.653 MW, što naglašava sve veću ulogu Centralne Evrope u balansiranju balkanskih tržišta.
Spread između mađarskog i nemačkog day-ahead tržišta proširio se na 27,23 €/MWh, podržavajući kontinuirane zapadne tokove električne energije ka Mađarskoj i dalje ka jugoistočnoj Evropi.
Podaci o prekograničnim tokovima pokazuju da je Mađarska ostala glavno uvozno čvorište u regionu, sa prosečnim neto uvozom od 1.540 MW, dok je Rumunija uvozila 580 MW, Srbija 672 MW, a Hrvatska 674 MW. Grčka je ostala neto izvoznik sa 581 MW, zahvaljujući jačoj domaćoj proizvodnji.
Satni profili tržišta pokazali su izražen pad cena tokom dana zbog solarnog viška, pri čemu su pojedina tržišta ulazila u zonu nultih cena. Večernji pikovi ostali su povišeni, jer solar prestaje da proizvodi, a termoelektrane ponovo određuju marginalnu cenu.
Uprkos slabijem spot tržištu, forward ugovori ostali su stabilni. Mađarski Week-24 baseload trgovao se oko 112 €/MWh, dok su Calendar-2026 ugovori bili blizu 114,50 €/MWh, što ukazuje da tržišni učesnici i dalje očekuju zategnutije letnje fundamentalne uslove.
Tržišta gasa i CO₂ su bila uglavnom podržavajuća. Austrijski CEGH month-ahead gas porastao je na 50,62 €/MWh, dok su EU Allowances (decembar 2026) trgovane oko 78,6 €/tCO₂, održavajući troškovni pritisak na termo proizvodnju u regionu.
Učesnici na tržištu i dalje prate rastuću razliku u cenama između Italije i Jugoistočne Evrope. Italijanska day-ahead cena iznosila je 136,96 €/MWh, što je više od 45 €/MWh iznad Srbije i Rumunije i oko 43 €/MWh iznad Crne Gore. Ova razlika nastavlja da podržava povećano korišćenje adriatskih interkonekcija i jača očekivanja da će zapadni Balkan igrati veću ulogu u snabdevanju Italije obnovljivom energijom tokom perioda viškova.
U narednom periodu, vremenske prognoze ukazuju na postepeni porast temperatura širom Jugoistočne Evrope tokom vikenda. Iako bi bolji uslovi za solar mogli dodatno pritiskati dnevne cene, očekuje se da će večernji pikovi ostati podržani jakom potražnjom u Italiji, visokim prekograničnim izvozom i kontinuiranom zavisnošću od uvoza tokom perioda slabije proizvodnje iz obnovljivih izvora.
