Cene električne energije u jugoistočnoj Evropi naglo su porasle za isporuku 9. oktobra, pri čemu je u Mađarskoj dostignuto 269,43 evra/MWh, dok je Srbija zabeležila najveći dnevni rast među obuhvaćenim tržištima. Smanjena proizvodnja iz vetra i zastoji nuklearnih elektrana dodatno su zaoštrili regionalni bilans snabdevanja, povećavajući oslanjanje na uvoz i produbljujući razlike u cenama između tržišta jugoistočne i centralne Evrope.
Razlika između cene električne energije na tržištu za dan unapred u Mađarskoj i Nemačkoj povećala se na 190,86 evra/MWh, u poređenju sa približno 74,9 evra/MWh dan ranije. Dok su cene električne energije u Nemačkoj pale, većina tržišta jugoistočne Evrope zabeležila je značajan rast, što ukazuje na sve veće troškove obezbeđivanja električne energije u regionu, uprkos povećanom prekograničnom uvozu.
Prosečna cena električne energije na srpskom tržištu SEEPEX za dan unapred porasla je za 60,6 evra/MWh, na 239,96 evra/MWh, što predstavlja povećanje od približno 34%. U Mađarskoj je zabeležen rast od 55,2 evra/MWh, odnosno gotovo 26%, dok je cena u Rumuniji porasla za 45,8 evra/MWh, na 255,20 evra/MWh. Prosečna cena u Bugarskoj povećana je za 33,1 evra/MWh, na 241,49 evra/MWh.
Rast cena bio je posledica smanjene raspoloživosti proizvodnih kapaciteta, a ne značajnijeg povećanja potražnje. Prognozirana potrošnja električne energije na obuhvaćenim tržištima porasla je za svega 118 MW, na 30.187 MW, dok se očekivana proizvodnja iz vetra smanjila za 1.354 MW, na 1.376 MW, što je gotovo upola manje nego prethodnog dana.
Očekivalo se da će proizvodnja iz solarnih elektrana porasti za 319 MW, na 5.339 MW, čime bi bio nadoknađen manje od četvrtine pada proizvodnje iz vetra. Ukupna proizvodnja iz vetra i sunca zbog toga je smanjena za približno 1.035 MW, povećavajući potrebu za alternativnim izvorima električne energije.
Neto uvoz električne energije u regionu porastao je za 1.523 MW, na 4.247 MW, što odgovara približno 14% prognozirane potrošnje, u poređenju sa 9% dan ranije. Uvoz preko praćenih pravaca iz Austrije i Slovačke prema Mađarskoj i Sloveniji povećan je za 1.307 MW, na 3.555 MW.
Uprkos dodatnim količinama uvezene električne energije, razlika između cena u Mađarskoj i Nemačkoj znatno se povećala. To ukazuje da veće prekogranično snabdevanje nije bilo dovoljno da ukloni regionalne cenovne razlike, mada se samo na osnovu dnevnih proseka ne može utvrditi da li su za to bila odgovorna konkretna ograničenja u prenosnoj mreži.
Zastoji nuklearnih elektrana dodatno su opteretili regionalni bilans snabdevanja. Prema izveštajima, oba reaktora rumunske nuklearne elektrane Černavoda bila su van pogona, a očekivalo se da će zastoj trajati najmanje do 15. oktobra. Ponovno pokretanje zavisi od hidroloških uslova na Dunavu.
U Bugarskoj je šesti blok nuklearne elektrane Kozloduj započeo godišnji remont, koji bi trebalo da traje do kraja novembra. Preostali, peti blok, radio je sa bruto snagom od približno 917 MW, dok je raspoloživa proizvodnja takođe bila pod uticajem niskog vodostaja reke. Na obuhvaćenim regionalnim tržištima proizvodnje električne energije, proizvodnja iz nuklearnih elektrana već je 8. oktobra smanjena za 645 MW, na 3.216 MW.
Rast cena zabeležen je i na drugim tržištima jugoistočne Evrope, mada se njegov intenzitet razlikovao. Prosečna cena na crnogorskom tržištu BELEN porasla je za 14,6 evra/MWh, na 223,39 evra/MWh, dok je u Hrvatskoj povećana za 22,1 evra/MWh, na 222,92 evra/MWh. U Sloveniji je zabeležen rast od 14,6 evra/MWh, na 211,73 evra/MWh.
Prosečna cena električne energije na grčkom tržištu za dan unapred porasla je za 42,7 evra/MWh, na 207,93 evra/MWh, dok je u Severnoj Makedoniji zabeleženo povećanje od 42,4 evra/MWh, na 210,14 evra/MWh.
Albanija je zabeležila suprotan trend, uz pad cene od 111 evra/MWh, na 110,53 evra/MWh, što je približno polovina nivoa prethodnog dana. Razlika u odnosu na cenu u Mađarskoj povećala se na gotovo 159 evra/MWh, naglašavajući velike cenovne razlike unutar jugoistočne Evrope. Takve razlike mogu stvoriti mogućnosti za prekograničnu trgovinu, mada njihova komercijalna isplativost zavisi od raspoloživog prenosnog kapaciteta, troškova isporuke i tržišnih uslova.
Terminske cene električne energije u Mađarskoj takođe su porasle. Ugovori za 42. nedelju poskupeli su za 19 evra/MWh, na 235 evra/MWh, dok su cene za 43. nedelju porasle za 14 evra/MWh, na 223 evra/MWh. Novembarski ugovori poskupeli su za 7,5 evra/MWh, na 227 evra/MWh. Razlika između mađarskih i nemačkih cena za novembar povećala se na 45,50 evra/MWh, ukazujući na nastavak zabrinutosti zbog relativno visokih troškova električne energije na mađarskom tržištu.
Cene energenata i emisijskih dozvola dodatno su podržale veleprodajne cene električne energije. Cena gasa na austrijskom čvorištu CEGH porasla je na 80,78 evra/MWh, dok su emisijske dozvole u Evropskoj uniji poskupele na 86,88 evra po toni, povećavajući troškove proizvodnje u termoelektranama.
Za kupce električne energije, kombinacija smanjene proizvodnje iz vetra, ograničene raspoloživosti nuklearnih kapaciteta i skupog zamenskog snabdevanja povećala je izloženost volatilnosti veleprodajnog tržišta. Proizvođači sa pouzdanim izvorima proizvodnje i fleksibilnim kapacitetima mogu imati koristi od viših cena, dok bi operatori baterijskih skladišta mogli da iskoriste dodatne mogućnosti koje pružaju velike razlike između cena po satima. Stvarna zarada, međutim, zavisi od vremenskog rasporeda kretanja cena, operativnih troškova i ograničenja u prenosnoj mreži.
Ključni signal sa tržišta 9. oktobra bio je nagli rast potrebe za uvozom električne energije uprkos relativno stabilnoj potražnji. Sve dok se proizvodnja iz vetra ne oporavi ili se nuklearni kapaciteti van pogona ne vrate u rad, tržišta jugoistočne Evrope ostaju izložena riziku od daljeg rasta cena i povećanih troškova zamenskog snabdevanja.
