SEE dnevna beleška: korekcija cena posle toplotnog talasa, ali uvozna zavisnost ostaje

Regionalno dan-unapred tržište električne energije doživelo je brzu korekciju nakon prethodnog skoka cena izazvanog toplotnim talasom. Cena se vratila nadole u većem delu regiona, ali struktura trgovine nije “resetovana” — satni profili, prekogranični tokovi i dalje upućuju na to da su večernje nestašice i spreadovi ključni za komercijalne odluke.

Spot cene: pad širom regiona, Italija zadržava premiju

Na HUPX-u je zabeležen pad na 100,96 €/MWh, što predstavlja dnevno smanjenje od 36 €/MWh. SEEPEX Srbija je iznosio 104,92 €/MWh (pad od 32,5 €/MWh). Rumunija je trgovala po 108,96 €/MWh, Albanija po 112,91 €/MWh, dok su Slovenija i Hrvatska bile niže sa 86,42 €/MWh i 91,45 €/MWh.

Najveći izuzetak bila je Italija: nacionalna cena ostala je visoka na 139,37 €/MWh, uz dnevni pad od svega 2,7 €/MWh. Time je Italija zadržala status regionalnog “premium” tržišta.

Spreadovi i pozicioniranje: tržište više pokreću razlike nego nivo cena

Korekcija nije promenila činjenicu da je regionalna dinamika postala izrazito “spread-driven”. HU-DE spread se suzio na 41,42 €/MWh i dalje je dovoljno širok da podrži uvoz iz Core regiona ka Mađarskoj i Sloveniji. Istovremeno, HU-GR spread bio je gotovo neutralan na -0,95 €/MWh — Grčka i Mađarska praktično su se izjednačile u cenama tokom dana.

Italijanska premija prema HUPX-u ostala je oko 38 €/MWh. To i dalje čini italijansku granicu strukturno atraktivnom tamo gde postoji dostupni kapacitet, posebno u satima kada se očekuje manjak energije.

Bilansi: potražnja slabija, ali uvozna zavisnost i dalje vidljiva

Fizički balans se ublažio: regionalna potrošnja pala je na 32.895 MW (smanjenje od 583 MW na dnevnom nivou), dok su ukupni neto uvozi pali na 2.835 MW — odnosno za 747 MW manje. Ipak, region je ostao značajno zavisan od uvoza; strani tokovi činili su oko 11% ukupnog bilansa.

Na strani proizvodnje došlo je do slabljenja više izvora: hidro je pao za 890 MW, gas za 901 MW i solar za 814 MW. Ugalj je ostao relativno stabilan na 6.064 MW, a vetar se blago poboljšao na 1.777 MW. Drugim rečima, pad cena više odražava nižu potražnju i slabiji spoljašnji cenovni pritisak nego snažan oporavak proizvodnje.

Zemlje u fokusu: Rumunija i Mađarska ostaju pod pritiskom

Rumunija je nastavila da bude 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 bila u deficitu od 438 MW (proizvodnja: 3.046 MW; potrošnja: 3.484 MW).

Bugarska je izvozila 909 MW uz podršku nuklearne i solarne proizvodnje, dok su Bosna i Hercegovina izvezli dodatnih 553 MW. Grčka se prebacila u blagu uvoznu poziciju od 326 MW uprkos visokoj solarnoj i gasnoj proizvodnji (potrošnja: 7.397 MW).

Satni profil potvrđuje vrednost večernje trgovine

Satni podaci dodatno objašnjavaju zašto spreadovi ostaju važni za trgovce i skladištenje. HUPX je imao minimum od 9,6 €/MWh u satu broj 14 i maksimum od 204,3 €/MWh u satu broj 19.

Srbijska kriva bila je ravnomernija ali pogodna za intraday optimizaciju: minimum od oko 46 €/MWh i maksimum do oko 175 €/MWh takođe su vezani za večernji vrh dana. Nemačka i Austrija pokazale su najizraženiju “solar depression”, pri čemu je Nemačka pala na -5 €/MWh; Italija je zadržala visok cenovni pod — minimum joj je bio najmanje oko117,3 €/MWh uz maksimum oko170,2 €/MWh.

Zajednički signal: komercijalna vrednost koncentrisana je u večernjoj rampi više nego u baznoj energiji.

Tokovi električne energije: Core ulazi ka Mađarskoj i Sloveniji

Prekogranični tokovi podržali su ovu sliku strukture koridora. Region HU+SEE bio je neto uvoznik iz Core područja kroz AT+SK → HU+SI (3.797 MW). Istovremeno, region je izvozio ka Italiji (418 MW) kao i ka Ukrajini/Moldaviji (554 MW).

Unutar balkanskih pravaca tokovi su se promenili tako da MK+AL+BG → GR iznose ukupno434 MW — što ukazuje da je Grčka tražila regionalnu podršku nakon prethodnih dana izvoza.

Forward tržišta ne prate spot korekciju u potpunosti

Forward kriva nije potpuno “pratila” spot pad: HU Week 28 trgovao se na111 €/MWh, dok se HU Week29 popeo na146,5 €/MWh — rast od5,5 €/MWh na dnevnom nivou (više od22% tokom sedam dana). To sugeriše da tržište posmatra spot korekciju kao posledicu vremena i tokova pre nego kao strukturni bearish preokret.

Gas ostaje visok (CEGH45,10 €/MWh), dok EUA kotira oko79,45 €/t; forward cene takođe nastavljaju da ugrađuju rizik vrućine, uvozne zavisnosti i termo marginalnosti narednih nedelja.

Srbija: mešan signal za investitore zbog deficita uprkos padu cena

Za Srbiju dnevni signal ostaje mešan: SEEPEX na104,92 €/MWh bio je malo iznad HUPX-a ali znatno ispod italijanskog nivoa uz neto uvoz od438 MW. Ugalj dominira proizvodnjom Srbije sa približno76% udela (hidro20%, vetar4% prethodnog dana).

Iako deficit nije bio najveći u regionu poput Rumunije ili Mađarske, dovoljno govori da Srbija ostaje deo višeg balkanskog cenovnog klastera umesto ulaska u nižu austrijsko-nemačku zonu.

Završnica: korekcija spot cena bez “bearish reset”-a

Najjači zaključak za3. jul jeste da se radi o danu korekcije više nego o trajnom resetovanju trenda: spot cene pale su širom SEE-a i Mađarske nakon prethodnog skoka usled toplotnog talasa. Ipak, importna zavisnost ostala je vidljiva kroz bilanse zemalja; Italija zadržava strukturnu premiju; večernja nestašica dominira satnim spreadovima; a rast HU Week29 pokazuje da forward tržište ne tretira pad kao trajnu promenu režima.