Cene električne energije za tržište za dan unapred u jugoistočnoj Evropi zadržale su se 4. novembra oko 300 €/MWh, ali su veće razlike među tržištima ukazale na sve izraženiju regionalnu neujednačenost. Uvoz je porastao, dok se Srbija odvojila od susednih tržišta kretanjem cena naniže.
Razlike među tržištima
Mađarska, Rumunija i Bugarska činile su najzbijeniju cenovnu grupu. Na HUPX-u je cena iznosila 302,31 €/MWh, u Rumuniji 300,84 €/MWh, a u Bugarskoj 301,69 €/MWh, uz rast na sva tri tržišta u odnosu na prethodnu sesiju. Crna Gora i Severna Makedonija ostale su blizu tog nivoa, sa cenama od 299,13 €/MWh, odnosno 299,90 €/MWh.
Veća pomeranja zabeležena su na krajevima regionalnog sistema. Cena na srpskom tržištu SEEPEX pala je za 12,7 €/MWh, na 292,45 €/MWh, dok je u Albaniji porasla za 19,4 €/MWh, na regionalno najviših 333,03 €/MWh. Grčka je ostala među najjeftinijim tržištima u jugoistočnoj Evropi sa 279,70 €/MWh, iako je cena tokom dana porasla za 12,4 €/MWh.
U Nemačkoj se električna energija trgovala znatno jeftinije, po 248,99 €/MWh, pa je mađarska cena bila 53,33 €/MWh viša od nemačke. I Italija je ostala jeftinija od većine tržišta u regionu, sa cenom od 282,19 €/MWh.
Uvoz raste, proizvodnja opada
Fizički bilansi u regionu i dalje su podržavali cene, iako je potrošnja oslabila. Prognozirana potrošnja smanjena je za 712 MW, na 34.910 MW, dok je neto uvoz porastao za 483 MW, na 4.244 MW.
Uvoz iz pravca Austrije i Slovačke povećan je na 3.142 MW, a tokovi električne energije iz Italije u region porasli su na 1.104 MW. Time je zavisnost jugoistočne Evrope od spoljnog snabdevanja ojačala uprkos nižoj ukupnoj potrošnji.
Regionalna proizvodnja takođe je oslabila: sa 31.861 MW 3. novembra pala je na oko 30.665 MW dan kasnije. U bilansu obnovljivih izvora očekivale su se znatne promene, uz rast solarne proizvodnje za 1.304 MW i pad proizvodnje iz vetra za 1.464 MW, koji je premašio dobitak od solara.
Srbija i Albanija u suprotnim smerovima
Srbija je pružila jedan od najjasnijih pokazatelja odvajanja cena unutar regiona. Bazna cena na SEEPEX-u pala je na 292,45 €/MWh, gotovo 10 €/MWh ispod mađarske.
Pad je bio koncentrisan u vršnim satima. Cena u vršnom opterećenju u Srbiji spustila se sa 341,4 €/MWh na 316,5 €/MWh, dok je cena van vršnih sati bila gotovo nepromenjena, na 268,4 €/MWh. Takav obrazac ukazuje na to da je pad prvenstveno bio posledica popuštanja zategnutosti u periodima vršnog opterećenja, a ne šireg pojeftinjenja tokom celog dana.
Albanija se kretala u suprotnom smeru. Cena na ALPEX-u porasla je na 333,03 €/MWh, više od 40 €/MWh iznad srpske, dok je najviša satna cena dostigla 600 €/MWh u satu H21.
Rast razlike između cena u Srbiji i Albaniji pokazuje da ograničenja u prenosnoj mreži i lokalni uslovi proizvodnje i dalje mogu da izazovu velike cenovne razlike na tržištima jugoistočne Evrope, uprkos njihovoj geografskoj blizini.
Terminska tržišta blaža od spot tržišta
Terminska tržišta pokazala su slabiji cenovni signal od spot tržišta. Mađarska cena električne energije za 46. nedelju blago je porasla, na 314 €/MWh, dok je za 47. nedelju pala na 294 €/MWh, a decembarska cena na 262 €/MWh.
Razlika između mađarske i nemačke cene za 47. nedelju smanjena je za 18,5 €/MWh, na 71 €/MWh. Referentne cene gasa, ugljenika i uglja takođe su pale, što ukazuje na to da nedavni rast cena na spot tržištima nije bio posledica novog naglog poskupljenja goriva.
Tržišni signal sve više odražava razlike među pojedinačnim tržištima, a manje kretanje jedinstvene regionalne cene. Mađarska, Rumunija i Bugarska ostale su tesno povezane oko 301–302 €/MWh, dok je Srbija prešla u niže cenovnu grupu centralnog Balkana, Grčka i Italija zadržale su niže cene, a Albanija se izdvojila kao tržište sa najizraženijom oskudicom.
Uz neto uvoz jugoistočne Evrope veći od 4,2 GW i mađarsku cenu za više od 50 €/MWh iznad nemačke, kapaciteti za prekogranični prenos, raspoloživost vetra i nacionalni bilansi proizvodnje ostaju glavni faktori koje treba pratiti u narednim trgovačkim sesijama.
