SEE dan-unapred (day-ahead) tržište električne energije za 26. jun 2026. pokazalo je tržište koje je u apsolutnim cenama oslabljeno, ali i dalje strukturno zategnuto. Iako su spot cene pale širom većeg dela jugoistočne Evrope, osnovni signal nije slabost fundamentalnih faktora, već jasna podela između visoko cenovnog severnog koridora (Mađarska, Rumunija, Italija) i niže cenovnog južnog balkanskog bloka predvođenog Grčkom i Bugarskom. Regionalna potražnja porasla je na 33.208 MW, što je 1.127 MW više nego prethodnog dana, dok je sistem prešao u neto uvoznu poziciju od oko 444 MW, u poređenju sa samo 25 MW dan ranije. Jača proizvodnja iz obnovljivih izvora ublažila je dnevne cene, ali je večernja nestašica zadržala premiju rizika u severnim i centralnim čvorištima.
Mađarski HUPX ostao je referentno regionalno tržište sa cenom od €158,12/MWh, što je pad od €17,6/MWh, ali i dalje najviša cena u SEE povezanim tržištima. Rumunski OPCOM bio je gotovo potpuno usklađen sa Mađarskom na €155,80/MWh, dok je Italija iznosila €155,46/MWh, potvrđujući snažnu konvergenciju u severnom i zapadnom cenovnom pojasu. Ova grupacija pokazuje tržište u kojem su se troškovi goriva smanjili, ali zagušenja mreže i ograničenja večernjeg rampiranja i dalje održavaju visoke marginalne cene.
Nasuprot tome, južna tržišta su zabeležila oštar pad. Grčka je pala na €87,69/MWh (–€33,6/MWh), dok je Bugarska pala na €96,53/MWh (–€25,0/MWh). Širenje spreadova — €70,43/MWh između Mađarske i Grčke i €61,59/MWh između Mađarske i Bugarske — odražava ne samo razlike u potražnji, već i strukturni disbalans: snažnu dnevnu solarnu proizvodnju na jugu uz ograničenu prenosnu fleksibilnost ka severu i višim cenovnim zonama.
Srbija je ostala relativno stabilna uprkos regionalnom padu. SEEPEX je iznosio €127,53/MWh, uz blagi dnevni pad, što Srbiju pozicionira ispod Mađarske, ali i dalje znatno iznad Grčke i Bugarske. Tržište odražava ulogu Srbije kao strukturnog uvoznika u balkanskom sistemu, sa prosečnim neto uvozom od oko 750 MW i pikovima preko 1.100 MW. Domaća proizvodnja od oko 3.076 MW naspram potrošnje od 3.826 MW pokazuje nastavak oslanjanja na ugalj, uz podršku hidro energije i minimalnu proizvodnju iz vetra. Srbija je efektivno delovala kao srednje-cenovni koridor, izložen i jeftinim južnim tokovima i severnoj cenovnoj oskudici.
Intraday krive dodatno potvrđuju visok nivo volatilnosti. Mađarska i Rumunija zabeležile su ekstremne večernje skokove, sa cenama blizu €500/MWh (Mađarska) i €477,5/MWh (Rumunija) u H21, dok su dnevni minimumi padali na oko €44–45/MWh. Srbija je imala sličan, ali blaži obrazac sa maksimumom od €265/MWh, dok su Grčka i Bugarska imale znatno ravnije krive, uključujući i periode gotovo nulte cene u Grčkoj. Ovakva struktura dodatno povećava značaj fleksibilnih kapaciteta poput baterija, hidro regulacije, gasnih elektrana i potrošačkog upravljanja.
Prekogranični tokovi imali su ključnu ulogu u formiranju tržišne slike. Širi SEE region uvozio je značajne količine iz Austrije i Slovačke, dok je snažno izvozio ka Italiji. Grčka je bila najveći neto izvoznik sa 1.665 MW, zatim Bugarska sa 965 MW i Bosna i Hercegovina sa 299 MW. Na strani deficita nalazile su se Hrvatska, Srbija, Rumunija i Mađarska, što potvrđuje podelu između južnog izvoznog, obnovljivog bloka i severnih/centralnih potrošačkih centara.
Grčka niska cena bila je podržana snažnom obnovljivom proizvodnjom i izvoznim kapacitetom. Uz potrošnju od 6.858 MW i proizvodnju od 8.523 MW, Grčka je izvozila 1.665 MW. Solar je premašio 2.500 MW, vetar je bio oko 1.200 MW, uz gas i hidro podršku. Time je Grčka delovala kao regionalni faktor pritiska na cene tokom dnevnih sati, izvozeći višak energije ka susednim tržištima.
Bugarska je takođe zadržala snažnu izvozni poziciju, uz istovremeni uvoz iz Grčke, čime je potvrđena njena uloga tranzitnog i balansnog čvorišta u regionu. Ograničenja severnog prenosa i dalje sprečavaju punu arbitražu jeftine južne energije ka višim cenama u centralnoj Evropi.
Rumunija je ostala jedan od najsloženijih čvorova. Iako sa cenom bliskom Mađarskoj, OPCOM je bio oblikovan dvostrukom ulogom — uvozom iz Bugarske i izvozom ka Mađarskoj. Time Rumunija funkcioniše kao ključni prenosni koridor između SEE i centralne Evrope. Energetski miks ostaje balansiran, ali ne dovoljan da eliminiše strukturnu uvoznu zavisnost.
Hrvatska je nastavila da pokazuje uvozno zavisnu strukturu. Sa potrošnjom od 2.555 MW i proizvodnjom od samo 1.335 MW, sistem se oslanja na uvoz iz Slovenije, Mađarske i regiona. CROPEX je iznosio €141,39/MWh, što odražava zavisnost od eksternih tokova.
Crna Gora ostaje osetljiva na regionalne tokove. BELEN je iznosio €128,96/MWh, uz umeren uvoz i istovremenu aktivnu razmenu sa Italijom, što potvrđuje njenu poziciju hibridnog uvozno-izvoznog sistema.
U širem fuel kompleksu, uslovi su se blago poboljšali, ali nisu promenili sliku. Gas, EUA i ugalj su blago pali, ali terminski ugovori, posebno u Mađarskoj, i dalje pokazuju premiju u odnosu na Nemačku, što ukazuje da tržište ceni strukturna ograničenja, ramp rizik i večernju adekvatnost, a ne samo cenu goriva.
U narednom periodu dominiraće volatilnost, a ne trend. Jaka solarna proizvodnja i dalje pritiska dnevne cene, dok rast temperature u Mađarskoj, Srbiji, Rumuniji i na Jadranu povećava večernju potražnju. Najvredniji trgovački prozor ostaje H19–H22 ramp period, dok će podela između jeftinog južnog i skupljeg severnog bloka verovatno ostati strukturna karakteristika SEE tržišta.
