Regionalna dan-unapred tržišta električne energije u jugoistočnoj Evropi snažno su se razišla za isporuku 29. septembra, pri čemu su cene porasle u Mađarskoj, Rumuniji, Bugarskoj i severnom delu Balkana, dok su Srbija, Grčka, Crna Gora i Severna Makedonija ostale uz velike diskonte. To ukazuje na sve izraženija ograničenja na sever-jug i istok-zapad pravcima trgovine.
Bazna cena na mađarskom HUPX-u porasla je za 8,9 €/MWh, na 170,11 €/MWh, dok je Rumunija zabeležila rast od 15,6 €, na 169,92 €/MWh, a Bugarska od 15,7 €, na 161,82 €/MWh. Hrvatska je dostigla 172,76 €/MWh, a Slovenija 174,01 €/MWh. Nasuprot tome, cena na srpskom SEEPEX-u pala je na svega 110,06 €/MWh, dok je Grčka pojeftinila na 121,97 €/MWh, Crna Gora na 130,96 €/MWh, a Severna Makedonija na 132,21 €/MWh.
Rezultat je bilo neuobičajeno fragmentisano regionalno tržište. Srbija je trgovala gotovo 60 €/MWh ispod Mađarske, Grčka je bila 48 €/MWh ispod HUPX-a, dok su Crna Gora i Severna Makedonija bile jeftinije za oko 38–39 €/MWh. Albanija, sa cenom od 147,58 €/MWh, ostala je oko 23 € ispod Mađarske. Na drugom kraju tržišta, Italija je imala prosečnu cenu od oko 203 €/MWh, odnosno gotovo 93 € više od Srbije i 81 € više od Grčke.
Najveća promena dogodila se između Mađarske i Nemačke. Nemačke day-ahead cene pale su na oko 165,83 €/MWh, pa je Mađarska bila oko 4,3 €/MWh skuplja od Nemačke. Samo dan ranije Mađarska je trgovala oko 34 €/MWh ispod Nemačke, što predstavlja promenu od gotovo 39 €/MWh u bilateralnom rasponu cena. Austrija je bila na 180,55 €/MWh, dok je Italija ostala najskuplje veliko tržište u regionu sa oko 203 €/MWh.
Ovaj preokret poklopio se sa velikom promenom u regionalnom fizičkom bilansu. Kombinovana potrošnja Mađarske i jugoistočne Evrope porasla je na 29.105 MW, odnosno za oko 740 MW na dnevnom nivou, dok je region sa neto izvozne pozicije od 1.288 MW 28. septembra prešao na neto uvoz od 555 MW 29. septembra — promena od više od 1,8 GW. Uvoz iz pravca Austrije, Slovačke i centralnoevropskog tržišta dostigao je oko 1.367 MW, čime je preokrenut tok od 501 MW iz prethodnog dana.
Ova promena pomaže da se objasni rast cena na HUPX-u i susednim tržištima, ali ne i čitava regionalna struktura cena. Mađarska je ostala neto uvoznik sa oko 1.007 MW, u odnosu na 731 MW dan ranije, dok je domaća potrošnja porasla na 4.516 MW, uz proizvodnju od oko 3.509 MW. Komercijalni tokovi pokazali su posebno snažan uvoz iz Slovačke i Rumunije, dok je Mađarska nastavila da izvozi prema Hrvatskoj i Sloveniji.
Rumunija je ostala neto izvoznik, ali je njen višak naglo pao, na oko 187 MW, sa 866 MW u ponedeljak. Izvoz Bugarske takođe je smanjen, na 571 MW sa 1.212 MW. Ova smanjenja dodatno su zategla severni i istočni bilans jugoistočne Evrope upravo kada se regionalna potražnja oporavila nakon nižih vikend nivoa.
Južna tržišta pokazala su drugačiju sliku.
Grčka je pojeftinila za 13,1 €/MWh, na 121,97 €/MWh, uprkos prosečnom izvozu većem od 1 GW. Njen satni profil pokazao je jedan od najizraženijih primera kompresije cena pod uticajem obnovljivih izvora: prosečna cena u periodu vršnog opterećenja u Grčkoj iznosila je svega 55,7 €/MWh, u poređenju sa prosekom od 188,2 €/MWh van vršnih sati, dok je minimalna satna cena dostigla nulu. Ovakva struktura ukazuje na veoma snažnu dnevnu dostupnost energije iz obnovljivih izvora, nakon koje sledi nagli večernji oporavak cena.
Srbija je bila još jeftinija posmatrano kroz baznu cenu. Prosek na SEEPEX-u iznosio je 110,1 €/MWh, dok je cena u vršnim satima bila svega 103,1 €/MWh, uz dnevni minimum od 9,8 €/MWh. Maksimalna cena ipak je dostigla 240,1 €/MWh, pokazujući da je tržište ostalo veoma volatilno uprkos niskom dnevnom proseku. Crna Gora je pojeftinila za više od 34 €/MWh, na 131 €/MWh, dok je Severna Makedonija pala za oko 18 €/MWh, na 132,2 €/MWh.
Različito vreme pojavljivanja najnižih cena je značajno. Najizraženija kompresija cena u Grčkoj dogodila se tokom dnevnog perioda sa visokom solarnom proizvodnjom, dok je minimum u Srbiji zabeležen u ranim jutarnjim satima. To ukazuje da balkanski diskont nije posledica jednog faktora povezanog sa obnovljivim izvorima, već kombinacije lokalne ponude, satne potražnje, prekograničnih kapaciteta i ograničenja u prenosnoj mreži.
Italija je nastavila da predstavlja glavno tržište visoke cene za višak električne energije iz jugoistočne Evrope. Regionalni izvoz prema Italiji iznosio je prosečno oko 1.245 MW, dok je Italija trgovala po ceni od oko 203 €/MWh. Tokovi preko crnogorskog interkonektora jasno pokazuju komercijalnu privlačnost ovog pravca: Crna Gora je prema Italiji izvozila oko 532 MW na baznom nivou, iako je njen celokupni elektroenergetski sistem ostao mali neto uvoznik. Na taj način zemlja je praktično povlačila električnu energiju iz susednih balkanskih sistema i slala je na zapad preko podmorskog kabla.
Terminska tržišta takođe su ukazivala na nastavak visokih cena u Mađarskoj. Mađarska električna energija za 41. nedelju porasla je na oko 202 €/MWh, za 42. nedelju na 205 €/MWh, dok je oktobarski ugovor dostigao 204,50 €/MWh. Međutim, premije između Mađarske i Nemačke na terminskom tržištu su se smanjile, što ukazuje da trgovci i dalje vide prostor za snažniju ponudu u centralnoj Evropi u odnosu na jugoistočnu Evropu. Gas je ostao skup, sa cenom na CEGH-u od oko 74,75 €/MWh, dok su EUA emisione dozvole bile blizu 86,17 €/t.
Trgovanje 29. septembra zato je pokazalo manje jedinstveno zatezanje tržišta jugoistočne Evrope, a više fragmentisan sistem u kojem raspoloživi prenosni kapacitet sve više određuje vrednost električne energije. Mađarska i Rumunija reagovale su na povratak ka regionalnom uvozu, Italija je zadržala snažnu potražnju za balkanskom električnom energijom, dok su Srbija i Grčka ostale izolovane u znatno jeftinijim satnim strukturama.
Za trgovce je ključni signal raspon cena, a ne regionalni prosek: tržište koje se kreće od oko 110 €/MWh u Srbiji do 203 €/MWh u Italiji nudi značajnu prekograničnu vrednost, ali trajanje ovako velikih razlika pokazuje koliko tog potencijala i dalje ostaje zarobljeno iza zagušenja mreže i ograničenih prekograničnih prenosnih kapaciteta.
