Cene električne energije na tržištu za dan unapred u jugoistočnoj Evropi ostale su povišene 25. septembra, pošto je nagli pad proizvodnje iz vetra dodatno zategao regionalni bilans i povećao zavisnost od uvoza, dok se premija mađarskog tržišta u odnosu na Nemačku značajno smanjila.
Na većini tržišta u regionu cena je bila iznad 200 evra/MWh. Albanija je imala najvišu cenu od 223,92 evra/MWh, zatim Rumunija sa 219,85 evra/MWh i Mađarska sa 219,62 evra/MWh. Bugarska je zabeležila 216,50 evra/MWh, Grčka 213,62 evra/MWh, Severna Makedonija 211,32 evra/MWh, Srbija 207,90 evra/MWh, a Hrvatska 205,84 evra/MWh. Crna Gora je ostala ispod regionalnog nivoa, sa 190,98 evra/MWh.
Dnevna kretanja cena bila su neujednačena. HUPX je pao za 19,70 evra/MWh, a Rumunija za 12,70 evra/MWh, dok je Grčka zabeležila skok od 38 evra/MWh. Srbija je poskupela za 20,20 evra/MWh, Severna Makedonija za 15 evra/MWh, a Albanija za 13 evra/MWh.
Ključni pokretač tržišta bilo je pogoršanje regionalnog bilansa proizvodnje električne energije.
Potrošnja električne energije u Mađarskoj i jugoistočnoj Evropi povećana je na oko 29,94 GW, dok je proizvodnja smanjena za više od 1,2 GW u odnosu na prethodni dan. Neto uvoz je zbog toga povećan za 886 MW, na 3,57 GW, dok je uvoz iz centralnoevropskog jezgra porastao za više od 500 MW, na 2,73 GW.
Proizvodnja iz vetra bila je glavni faktor pogoršanja bilansa. Regionalna proizvodnja iz vetroelektrana pala je za gotovo 1,6 GW, na 2,14 GW, što predstavlja pad od više od 40 odsto u samo jednom danu. Proizvodnja iz solarnih elektrana takođe je smanjena, na oko 5,27 GW.
Proizvodnja iz dispečabilnih elektrana povećana je, ali nije bila dovoljna da u potpunosti nadoknadi pad proizvodnje iz obnovljivih izvora. Proizvodnja iz gasnih elektrana porasla je za oko 330 MW, na 4,43 GW, dok je hidroproizvodnja povećana za oko 210 MW, na 3,72 GW. Proizvodnja iz uglja ostala je gotovo nepromenjena, dok je proizvodnja iz nuklearnih elektrana bila uglavnom stabilna.
Do zatezanja regionalnog bilansa došlo je uprkos značajnom smanjenju razlike između cena u Mađarskoj i Nemačkoj. Cena električne energije za dan unapred u Nemačkoj porasla je na oko 176,63 evra/MWh, dok je HUPX pao na 219,62 evra/MWh. Time je mađarska premija smanjena na oko 43 evra/MWh, sa više od 100 evra/MWh dan ranije.
Smanjenje razlike u cenama umanjilo je neposredan podsticaj za trgovinu električnom energijom u smeru od zapada ka istoku, ali nije uklonilo fizičku potrebu jugoistočne Evrope za uvozom.
Mađarska je ostala strukturno u deficitu, sa potrošnjom od oko 4,74 GW, naspram domaće proizvodnje od približno 3,39 GW, što je rezultiralo neto uvozom od oko 1,35 GW. Mađarska je istovremeno ostala uvozno tržište i važna tranzitna tačka za regionalne tokove električne energije.
Rumunija je zabeležila jedan od najvećih nacionalnih deficita. Potrošnja je dostigla oko 5,70 GW, dok je proizvodnja pala na 4,13 GW, čime je neto uvoz povećan na oko 1,57 GW, sa nešto manje od 1 GW dan ranije.
Rumunski deficit zadržao je tržište OPCOM-a blizu HUPX-a, pri čemu je razlika između dva tržišta iznosila svega oko 0,23 evra/MWh.
Grčka je takođe naglo prešla u uvoznu poziciju. Sistem je sa prosečne neto izvozne pozicije od oko 452 MW prešao na neto uvoz od približno 228 MW, dok je proizvodnja pala za gotovo 800 MW, na oko 5,14 GW. Zategnutiji bilans poklopio se sa najvećim dnevnim rastom cene u regionu, pa je cena na HENEX-u dostigla 213,62 evra/MWh.
Srbija je ostala neto uvoznik, ali je poboljšala fizički bilans. Potrošnja je povećana na oko 3,48 GW, dok je proizvodnja porasla na približno 2,95 GW, čime je prosečan neto uvoz smanjen na 531 MW, sa 628 MW prethodnog dana.
Uprkos tome, cena na SEEPEX-u porasla je na 207,90 evra/MWh, odnosno bila je oko 11,70 evra/MWh niža od HUPX-a. Srbija je tako ostala jeftinija od Mađarske, iako je cena na domaćem tržištu za dan unapred porasla.
Bugarska je ostala jedan od važnijih izvoznih sistema u regionu, ali je njen prosečan izvoz naglo pao na oko 706 MW, sa više od 1,5 GW dan ranije, usled povećanja domaće potrošnje i pada proizvodnje. Manji bugarski višak smanjio je još jedan izvor lako dostupne električne energije za susedna tržišta.
Trgovanje 25. septembra pokazalo je sve značajniju ulogu promenljivosti proizvodnje iz obnovljivih izvora u formiranju kratkoročnih cena električne energije u jugoistočnoj Evropi. Pad proizvodnje iz vetra od gotovo 1,6 GW bio je dovoljan da značajno poveća potrebe za prekograničnim uvozom, uprkos većoj proizvodnji iz gasnih i hidroelektrana.
Sa Rumunijom i Mađarskom koje imaju velike strukturne deficite, kao i Grčkom koja se ponovo oslanja na uvoz, regionalne cene ostaju izložene novim periodima slabog vetra. Sužavanje razlike između mađarskog i nemačkog tržišta smanjilo je jedan izvor tržišnog pritiska, ali je osnovni fizički bilans električne energije u jugoistočnoj Evropi ostao zategnut.
