Mađarske cene električne energije za isporuku u ponedeljak naglo su porasle usled oporavka potražnje tokom radne nedelje i pada proizvodnje iz vetroelektrana, formirajući zonu visokih cena u centralnoj Evropi i povećavajući razlike u odnosu na južni Balkan.
Bazna cena električne energije na mađarskom tržištu HUPX porasla je za 88,80 evra/MWh u odnosu na nedelju, na 250,97 evra/MWh. To je bila najviša cena u jugoistočnoj Evropi i svega 5,58 evra/MWh ispod nemačke cene od 256,55 evra/MWh.
Slovenija i Hrvatska pratile su centralnoevropsko tržište, sa cenama od 246,31 evra/MWh i 245,36 evra/MWh, respektivno, dok je Austrija trgovala po ceni od 246,98 evra/MWh. Rumunija je bila nešto jeftinija, sa cenom od 237,61 evra/MWh.
Rast cena odrazio je naglo pogoršanje regionalnog odnosa ponude i potražnje. Očekivalo se da će potražnja za električnom energijom u Mađarskoj i jugoistočnoj Evropi porasti za 3,64 GW, na 29,69 GW, pošto su se tržišta nakon vikenda vratila u uobičajeni režim rada tokom radne nedelje. Istovremeno, prognozirana proizvodnja iz vetra trebalo je da padne za 1,13 GW, na 2,04 GW.
Prognozirana proizvodnja iz solarnih elektrana povećana je za 778 MW, na 5,95 GW, ali dodatna proizvodnja tokom podnevnih sati nije bila dovoljna da nadoknadi veću potražnju i manju proizvodnju iz vetra, naročito nakon zalaska sunca.
Najveći pritisak na cene zabeležen je tokom večernjih sati. HUPX je u 20. satu dostigao 619,70 evra/MWh, dok je dnevni minimum iznosio 161,70 evra/MWh. Nemačka je dostigla maksimum od 697,30 evra/MWh, dok su se cene u Sloveniji i Hrvatskoj približile nivou od 600 evra/MWh.
Rumunija je zabeležila večernji maksimum od 615,80 evra/MWh, potvrđujući da se period zategnutog snabdevanja proširio i na severni deo regiona.
Južnije, cene su takođe značajno porasle, ali manje izraženo. Bazna cena na srpskom tržištu SEEPEX povećana je za 76,70 evra/MWh, na 199,44 evra/MWh, čime je ostala 51,53 evra/MWh ispod HUPX-a.
Albanija je trgovala po ceni od 204,75 evra/MWh, Bugarska po 193,13 evra/MWh, a Grčka po 186,76 evra/MWh. Crna Gora i Severna Makedonija zabeležile su najniže cene u regionu, od 179,97 evra/MWh i 179,60 evra/MWh, respektivno, odnosno oko 71 evro/MWh manje od HUPX-a.
Tržište je tako bilo podeljeno na tri šire cenovne zone: Nemačku, Mađarsku, Austriju, Sloveniju i Hrvatsku sa cenama iznad 245 evra/MWh; Italiju i Rumuniju u rasponu od 226 do 238 evra/MWh; i većinu južnog Balkana između 180 i 205 evra/MWh.
Ovakva razlika ukazala je na ograničene prekogranične prenosne kapacitete. Jeftinija proizvodnja na Balkanu nije mogla u dovoljnim količinama da stigne do Mađarske i tržišta severnog Jadrana kako bi se smanjile cenovne razlike.
Rumunija je prosečno izvozila 1,62 GW električne energije ka Mađarskoj, pri čemu je izvoz tokom vršnih sati dostizao 2,25 GW. Istovremeno je uvozila oko 1,82 GW iz Bugarske. To je dodatno potvrdilo ulogu Rumunije kao tranzitnog tržišta između jeftinije bugarske proizvodnje i zategnutijeg mađarskog sistema.
Srbija je takođe prešla na izvoz prema Mađarskoj, sa prosečnim izvozom od 233 MW tokom dana i 369 MW u vršnim satima. Međutim, raspoloživi kapacitet nije bio dovoljan da zatvori cenovnu razliku od više od 50 evra/MWh između SEEPEX-a i HUPX-a.
Potrošnja električne energije u Srbiji prognozirana je na 3,33 GW, što je oko 329 MW više nego u nedelju. Proizvodnja se oporavila još snažnije, povećavši se za oko 819 MW, na 3,05 GW, čime je neto uvoz smanjen na 276 MW, sa 766 MW dan ranije.
Srbija je nastavila da uvozi električnu energiju iz Bugarske i Severne Makedonije, dok je istovremeno izvozila prema Mađarskoj. Cena za vršno opterećenje dostigla je 214,10 evra/MWh, u poređenju sa prosečnih 184,80 evra/MWh tokom perioda van vršnih sati, što je ukazalo na veću vrednost fleksibilnih kapaciteta tokom večernjeg rasta potražnje.
Crna Gora je ostala umereni neto uvoznik, sa 47 MW, uz potrošnju od 361 MW i domaću proizvodnju od 314 MW. Na interkonektoru Crna Gora–Italija nije zabeležen planirani komercijalni tok, uprkos italijanskoj nacionalnoj ceni od 225,85 evra/MWh, gotovo 46 evra/MWh višoj od cene u Crnoj Gori.
Albanija je smanjila neto uvoz na 272 MW, sa 554 MW, nakon što se domaća proizvodnja više nego udvostručila, na 566 MW. Ipak, njena cena električne energije za dan unapred porasla je za 58 evra/MWh.
Na cene električne energije i dalje su uticala kretanja na tržištima goriva. Cena gasa na austrijskom CEGH-u blago je porasla na 81,95 evra/MWh, dok je cena gasa u Grčkoj ostala na 63 evra/MWh. EU emisione jedinice CO₂ zadržale su se na 85,52 evra po toni, održavajući troškove proizvodnje iz gasnih i termoelektrana na ugalj na povišenom nivou.
Terminske cene u Mađarskoj ipak su pale. Cena za 38. nedelju smanjena je za 4 evra/MWh, na 179 evra/MWh, dok je ugovor za 39. nedelju pao na 184,50 evra/MWh. Oktobarski ugovor pojeftinio je na 196 evra/MWh.
Pad terminskih cena ukazuje na to da su trgovci skok spot cena u ponedeljak uglavnom posmatrali kao kratkoročnu kombinaciju manje proizvodnje iz vetra, oporavka potražnje i zategnutog snabdevanja u večernjim satima. Ipak, mađarska premija od 33 evra/MWh u odnosu na Nemačku za oktobar pokazuje da rizici povezani sa zagušenjima i regionalnim snabdevanjem i dalje ostaju ugrađeni u tržišne cene.
Za trgovce električnom energijom, ključni signal nije bio samo rast apsolutnih cena već i povratak velikih cenovnih razlika između severa i juga. Dok je električna energija u velikom delu južnog Balkana bila dostupna po ceni ispod 200 evra/MWh, Mađarska se približila nivou od 251 evro/MWh. Vrednost te cenovne razlike u velikoj meri zavisila je od mogućnosti obezbeđivanja ograničenog prekograničnog prenosnog kapaciteta.
