Cene električne energije na srpskom tržištu dan unapred pale su za isporuku 2. oktobra, suprotno rastu na većini susednih tržišta i uz povećanje diskonta u odnosu na Mađarsku, dok su oštri večernji skokovi pokazali da niži dnevni proseci pružaju ograničenu zaštitu od visokih troškova električne energije po satima.
Na tržištu SEEPEX cena je iznosila 137,92 evra/MWh, što je za 12,30 evra/MWh manje nego prethodnog dana. Na mađarskom tržištu HUPX cena je porasla za 7,60 evra/MWh, na 171,27 evra/MWh, pa je električna energija u Srbiji bila 33,35 evra/MWh jeftinija. Razlika je za samo jednu sesiju povećana za oko 20 evra/MWh.
Rumunija je takođe zabeležila pad, od 2,60 evra/MWh, na 161,91 evro/MWh. Na ostalim tržištima cene su porasle. Slovenija je dostigla 188,30 evra/MWh, uz rast od 17,50 evra/MWh, dok je Hrvatska povećala cenu za 9,30 evra/MWh, na 178,66 evra/MWh.
Ovakva divergencija povećala je potencijalnu vrednost plasmana električne energije iz Srbije i istočnog Balkana na skuplja tržišta. Međutim, ostvarive marže zavise od satnih razlika u cenama, raspoloživih prenosnih kapaciteta i troškova obezbeđivanja prekograničnog pristupa.
Cena na crnogorskom tržištu BELEN porasla je za 28,70 evra/MWh, na 142,87 evra/MWh, čime je nadoknačen veliki deo prethodnog pada. Albanija je zabeležila najveći dnevni rast, od 61 evra/MWh, na 158,90 evra/MWh, dok je Severna Makedonija porasla za 20,80 evra/MWh, na 136,75 evra/MWh.
Uprkos tim rastovima, sva tri tržišta ostala su ispod Mađarske. Crna Gora je trgovala uz diskont od 28,40 evra/MWh u odnosu na HUPX, Albanija uz 12,37 evra/MWh, a Severna Makedonija uz 34,52 evra/MWh.
Grčka je ostala najjeftinije tržište u izveštaju, sa cenom od 120,52 evra/MWh, iako je njen dnevni prosek porastao za 9,40 evra/MWh. Bugarska je povećala cenu za 3,80 evra/MWh, na 138,63 evra/MWh, pa su oba tržišta ostala znatno ispod Mađarske i zapadnog dela regiona.
Rast cena zabeležen je uz poboljšanje ukupnog bilansa snabdevanja. Prognozirana prosečna tražnja u Mađarskoj i jugoistočnoj Evropi smanjena je na 29.086 MW, odnosno oko 297 MW manje nego prethodnog dana. Neto izvozna pozicija regiona povećana je na 593 MW, sa prethodnih 248 MW.
Prognozirana proizvodnja iz solarnih elektrana porasla je za 1.731 MW, na 6.539 MW, čime je više nego nadoknažen pad proizvodnje iz vetroelektrana od 1.016 MW, na 4.923 MW. Ukupan rast proizvodnje iz obnovljivih izvora tako se poklopio sa nižom tražnjom, iako je njegov uticaj značajno varirao između tržišta i sati isporuke.
Neto uvoz iz Austrije i Slovačke smanjen je na 132 MW, sa 479 MW. Komercijalni izvoz ka Italiji ostao je značajan, na 1.359 MW, što je blago manje u odnosu na prethodnih 1.381 MW.
Prosečna cena na italijanskom tržištu iznosila je 216,17 evra/MWh, čime je zadržana značajna premija u odnosu na balkanska tržišta. Nemačka je bila na 200,50 evra/MWh, a Austrija na 198,69 evra/MWh, potvrđujući širu podelu cena između istoka i zapada regiona.
Dnevni proseci prikrili su izraženu unutardnevnu volatilnost. Satne cene u Srbiji kretale su se od 19,40 evra/MWh do 280 evra/MWh, pri čemu je maksimum zabeležen u 20. satu. Prosečna cena u periodu vršnog opterećenja iznosila je 101,30 evra/MWh, znatno manje od 174,60 evra/MWh u periodu van vršnog opterećenja.
Crna Gora je pokazala sličan obrazac, sa rasponom od 15 evra/MWh do 258,90 evra/MWh. Cena u Grčkoj je nakratko pala na minus 1 evro/MWh, da bi kasnije tokom dana dostigla 240,70 evra/MWh. Maksimalna cena u Hrvatskoj porasla je na 315,10 evra/MWh.
Ovakva kretanja ukazuju na komercijalni značaj vremena proizvodnje i potrošnje električne energije. Velika solarna proizvodnja tokom dana može da spusti cene u uobičajenim vršnim satima, dok večernja tražnja donosi znatno više cene.
Porasle su i terminske cene. Mađarska električna energija za novembar poskupela je za 3 evra/MWh, na 208 evra/MWh, dok je cena za 41. nedelju povećana na 199,50 evra/MWh. Novembarski gas poskupeo je za 1,50 evra/MWh, na 75,50 evra/MWh, dok su emisijske dozvole blago porasle, na 85,64 evra po toni.
Za kupce u Srbiji, niža dnevna cena smanjila je prosečne troškove nabavke. Međutim, večernji maksimum od 280 evra/MWh pokazao je da širi diskont u odnosu na susedna tržišta nije značajno ublažio troškove pokrivanja tražnje nakon pada solarne proizvodnje.
