Cene električne energije na dan-unapred tržištu jugoistočne Evrope naglo su pale u sredu, 16. septembra, pošto su veća proizvodnja iz solarnih elektrana i manja regionalna potrošnja ublažile zategnutost tržišta koja je bila prisutna ranije tokom nedelje. Korekcija je bila najizraženija u Grčkoj, Bugarskoj i na Zapadnom Balkanu, dok se Italija kretala u suprotnom smeru i zadržala značajnu premiju u odnosu na susedna tržišta.
Bazna cena na mađarskom HUPX tržištu iznosila je 168,02 evra/MWh, što je pad od 21,90 evra/MWh, odnosno oko 11,5%, u odnosu na utorak. Cene u Rumuniji ostale su čvrsto povezane sa mađarskim tržištem, pri čemu je OPCOM pao za 20,40 evra/MWh na 169,18 evra/MWh, svega 1,16 evra/MWh iznad Mađarske.
Najveći padovi zabeleženi su južnije. Cena na grčkom HENEX tržištu pala je za 46,90 evra/MWh na 123,37 evra/MWh, što je najniži nacionalni prosek u regionu, dok je cena na bugarskom IBEX tržištu smanjena za 35,80 evra/MWh na 140,29 evra/MWh. Srbija je pala za 30,80 evra/MWh na 151,88 evra/MWh, a Severna Makedonija za 31,30 evra/MWh na 153,95 evra/MWh.
Hrvatska i Slovenija nastavile su da trguju blizu mađarskog referentnog nivoa. CROPEX je zatvoren na 168,92 evra/MWh, uz pad od 19,70 evra/MWh, dok je slovenačko BSP tržište palo za 18,10 evra/MWh na 170,45 evra/MWh. Albanija je zabeležila pad od 34,00 evra/MWh na 169,96 evra/MWh. Crna Gora registrovala je najmanju dnevnu korekciju među SEE tržištima, uz pad od 8,50 evra/MWh na 169,91 evra/MWh.
Regionalni pad prvenstveno je izazvan značajnim povećanjem očekivane proizvodnje iz solarnih elektrana. Ukupna proizvodnja iz solarnih elektrana u SEE regionu i Mađarskoj prognozirana je na 6.714 MW, što je povećanje od 1.087 MW u odnosu na prethodni dan. To je više nego nadoknadilo pad proizvodnje iz vetroelektrana od 539 MW, koja je prognozirana na 1.859 MW.
Regionalna potrošnja električne energije prognozirana je na 29.419 MW, što je za 336 MW manje nego prethodnog dana. Potrošnja u Mađarskoj pala je za 103 MW na 4.481 MW, dok je grčka potrošnja smanjena za 153 MW na 5.784 MW. Potrošnja u Rumuniji i Bugarskoj blago je porasla, za 43 MW, na ukupno 9.160 MW, dok je potrošnja u Sloveniji i Hrvatskoj smanjena za 22 MW na 8.690 MW.
Uticaj solarne proizvodnje bio je posebno vidljiv u strukturi satnih cena. Prosečna vršna cena u Mađarskoj iznosila je svega 132,80 evra/MWh, u poređenju sa prosekom van vršnih sati od 203,30 evra/MWh. Cene na HUPX-u pale su čak na 2,80 evra/MWh tokom 14. sata, pre nego što su dostigle dnevni maksimum od 311,60 evra/MWh u 20. satu.
Grčka je zabeležila još izraženiju korekciju tokom podnevnih sati. Prosečna cena u vršnim satima iznosila je 59,40 evra/MWh, pri čemu je u najmanje jednom satu cena bila nula, dok je prosečna cena van vršnih sati iznosila 187,30 evra/MWh. U Bugarskoj je prosečna vršna cena bila 93,30 evra/MWh, naspram istih 187,30 evra/MWh u vanvršnim satima. Sve veća razlika između podnevnih i večernjih cena ukazuje na rastući uticaj solarne proizvodnje i kontinuirani nedostatak fleksibilnih kapaciteta nakon zalaska sunca.
Prekogranični uslovi dodatno su produbili razlike među tržištima. Neto uvoz u kombinovanu zonu Mađarske i SEE regiona smanjen je za 808 MW na svega 255 MW. Tokovi iz Austrije i Slovačke ka Mađarskoj i Sloveniji smanjeni su za 919 MW na 701 MW, dok je region u proseku izvozio 892 MW prema Italiji.
Smanjenje uvoza iz centralnih tržišta poklopilo se sa potpunim preokretom mađarsko-nemačkog spot raspona. HUPX se trgovao 14,32 evra/MWh ispod Nemačke, u poređenju sa mađarskom premijom od oko 9,90 evra/MWh dan ranije. Cene na nemačkom EPEX tržištu porasle su za 2,30 evra/MWh na 182,33 evra/MWh, dok je Austrija pala za 6,10 evra/MWh na 183,73 evra/MWh.
Italija je ostala jasan regionalni izuzetak. Nacionalna day-ahead cena porasla je za 4,10 evra/MWh na 227,74 evra/MWh, čime je Italija zadržala premiju od 59,72 evra/MWh u odnosu na Mađarsku, 87,45 evra/MWh u odnosu na Bugarsku i više od 104 evra/MWh u odnosu na Grčku. Stabilan italijanski profil, uključujući minimalnu satnu cenu od 185,10 evra/MWh, bio je u oštrom kontrastu sa cenama blizu nule zabeleženim tokom podneva u delovima SEE regiona.
Kombinacija visokih cena u Italiji i nižih cena u SEE regionu stvorila je snažan komercijalni signal za izvoz električne energije sa severa ka jugu i sa istoka ka zapadu, tamo gde su bile dostupne prenosne kapacitete. Prosečan tok od 892 MW prema Italiji pomogao je da se apsorbuje deo regionalnog viška, ali nije bio dovoljan da spreči izražen pad cena u vršnim satima u SEE regionu.
Fjučers tržišta su takođe oslabila. Mađarski ugovor za 39. nedelju pao je za 8,00 evra/MWh na 183,50 evra/MWh, dok je ugovor za 40. nedelju pao za 15,00 evra/MWh na 183,00 evra/MWh. Oktobarski mađarski ugovor smanjen je za 7,50 evra/MWh na 197,50 evra/MWh, dok je kalendarski ugovor za 2026. godinu pao za 5,50 evra/MWh na 151,50 evra/MWh.
Mađarska premija na fjučers tržištu u odnosu na Nemačku ostala je pozitivna uprkos rasprodaji. Mađarska je za 39. nedelju bila 15,50 evra/MWh iznad Nemačke, za 40. nedelju 18,50 evra/MWh, a za oktobar 32,00 evra/MWh. Kalendarski raspon iznosio je 21,50 evra/MWh, što je za 0,50 evra/MWh više nego prethodnog dana i ukazuje da strukturna premija rizika vezana za mađarsko snabdevanje nije nestala uprkos kratkoročnoj korekciji spot cena.
Tržišta goriva i ugljenika pružila su dodatnu podršku padu cena. Cena gasa na austrijskom CEGH tržištu pala je za 3,10 evra/MWh na 81,63 evra/MWh, dok je oktobarski fjučers na gas pao za 2,50 evra/MWh na 81,50 evra/MWh. Evropske emisijske jedinice pojeftinile su za 2,40 evra po toni na 85,61 evra, smanjujući marginalni trošak proizvodnje iz gasnih i termoelektrana na ugalj. Oktobarski ugovor za ugalj ostao je nepromenjen na 140,50 dolara po toni, dok je ugovor za četvrti kvartal pojeftinio za 0,50 dolara na 140,00 dolara po toni.
Dnevna korekcija zato nije bila samo posledica opšteg pada cena goriva. Povećanje solarne proizvodnje za 1,1 GW pritisnulo je cene u vršnim satima, niža potrošnja smanjila je zategnutost sistema, dok je ograničen pristup skupom italijanskom tržištu zadržao višak električne energije unutar SEE regiona. Večernje cene su, međutim, ostale visoke, pokazujući da je osnovni manjak fleksibilnosti u regionu i dalje prisutan kada proizvodnja iz solarnih elektrana opadne.
