Cene električne energije na dan unapred u Jugoistočnoj Evropi pale su naglo 23. aprila, pri čemu je većina regionalnih tržišta izgubila između 18 EUR/MWh i 32 EUR/MWh na dnevnom nivou, usled smanjenih potreba za uvozom i uravnoteženijeg regionalnog sistema, iako je večernja napetost u sistemu i dalje prisutna.
Mađarski HUPX je zatvorio na 93,14 EUR/MWh, što je pad od 18,2 EUR/MWh, dok je rumunski OPCOM pao na 88,31 EUR/MWh (pad od 27,9 EUR/MWh), a bugarski IBEX na 87,71 EUR/MWh (pad od 24,6 EUR/MWh). Grčki HENEX pao je na 88,12 EUR/MWh, slovenački BSP na 74,61 EUR/MWh, a hrvatski CROPEX na 77,35 EUR/MWh. U zapadnom Balkanu, srpski SEEPEX pao je na 65,99 EUR/MWh, crnogorski BELEN na 73,75 EUR/MWh, makedonski MEMO na 69,60 EUR/MWh, a albanski ALPEX na 70,95 EUR/MWh.
Koordinisani pad cena širom regiona odražava jasno ublažavanje sistemske zategnutosti, pri čemu su neto uvozi u SEE pali na 1.662 MW, što je smanjenje od 869 MW na dnevnom nivou. Glavni uvozi iz Austrije i Slovačke ka Mađarskoj i Sloveniji takođe su pali na 2.760 MW, što je pad od 497 MW, što ukazuje na manju zavisnost od spoljnog snabdevanja.
Istovremeno, razlika u cenama između Mađarske i Nemačke na dan unapred tržištu smanjila se na 28,9 EUR/MWh, što je oko 4 EUR/MWh manje, što sugeriše da iako Mađarska i dalje ima viši strukturni nivo cena u odnosu na Zapadnu Evropu, ta premija se postepeno smanjuje kako se regionalni fundamentalni uslovi poboljšavaju.
Regionalna potrošnja ostala je uglavnom stabilna na 30.640 MW, tek blago ispod prethodnog dana, dok je ukupna proizvodnja iznosila 28.265 MW. Mešavina proizvodnje i dalje je obezbeđivala dovoljan nivo pokrivenosti, sa hidro proizvodnjom na 7.067 MW, ugljem na 4.954 MW, gasom na 3.579 MW, nuklearnom energijom na 5.811 MW, solarnom na 3.715 MW, i vetrom na 1.883 MW.
Uprkos nižim prosečnim cenama, intradnevna volatilnost ostala je izražena na svim tržištima. Mađarska je zabeležila dnevni minimum od -64,2 EUR/MWh i maksimum od 277,0 EUR/MWh, što pokazuje i dalje snažan uticaj visokog solarnog proizvodnog vrha tokom dana i naglih večernjih potreba za rampingom.
Slični obrasci viđeni su i u susednim tržištima. Slovenija je imala raspon cena od -44,3 EUR/MWh do 152,0 EUR/MWh, dok je Rumunija trgovala između -3,2 EUR/MWh i 196,5 EUR/MWh. Za razliku od toga, Srbija i Crna Gora nisu beležile negativne cene, sa minimumima blizu 0 EUR/MWh, ali su i dalje imale vršne vrednosti iznad 150 EUR/MWh, što odražava večernju nestašicu.
Učesnici na tržištu ukazuju na kombinaciju poboljšanih vremenskih uslova i smanjenog sistemskog stresa kao glavne faktore. Temperature širom SEE i Mađarske rastu u narednim danima, što smanjuje pritisak na potrošnju, dok solarna proizvodnja i dalje pritiska dnevne cene naniže.
Tokovi električne energije u regionu takođe ukazuju na uravnoteženiji sistem. Mađarska i Grčka ostale su najveći neto uvoznici, dok su Rumunija i Bugarska nastavile da izvoze ka susednim tržištima. Srbija i ostali zapadnobalkanski sistemi radili su bliže ravnoteži, što je doprinelo ukupnom smanjenju pritiska na regionalne cene.
Na strani goriva, terminski indikatori ostali su uglavnom stabilni. Austrijski gas procenjen je na 44,89 EUR/MWh, dok su EU dozvole za emisije ugljenika iznosile 74,41 EUR/t, što sugeriše da je pad spot cena električne energije vođen pre svega kratkoročnim tržišnim faktorima, a ne strukturnim promenama u cenama goriva.
Gledajući unapred, trgovci očekuju nastavak pritiska na dnevne (daytime) cene zbog rasta solarne proizvodnje i viših temperatura. Međutim, i dalje izražene večernje potrebe za rampingom i ograničena fleksibilnost sistema verovatno će održati snažne cenovne skokove u vršnim satima, što znači da će intradnevna volatilnost ostati visoka širom SEE tržišta.
