Turska je tokom 24. nedelje ostala jasan izuzetak na tržištu električne energije Jugoistočne Evrope, zadržavajući daleko najniže veleprodajne cene električne energije u regionu. Prosečna cena električne energije na tržištu dan-unapred iznosila je 22,85 €/MWh, što je znatno ispod svih susednih i povezanih evropskih tržišta, uključujući Srbiju (78,22 €/MWh), Grčku (91,53 €/MWh), Bugarsku (93,58 €/MWh), Mađarsku (98,71 €/MWh) i Italiju (123,17 €/MWh). Obim cenovnog jaza dodatno naglašava specifične strukturne karakteristike turskog sistema i njegovu relativno slabu korelaciju sa širim evropskim cenovnim kretanjima.
Okruženje niskih cena nije bilo posledica slabije potrošnje. Naprotiv, potražnja za električnom energijom u Turskoj porasla je za 246,7 GWh, odnosno 3,8%, na 6,74 TWh, što je čini jednim od najvećih pojedinačnih doprinosa regionalnom rastu potrošnje tokom nedelje. Ključni faktor koji je uticao na niže cene bila je ponuda, gde je proizvodnja iz varijabilnih obnovljivih izvora porasla za 368,8 GWh, odnosno 67,1%, uz posebno snažan rast proizvodnje vetroelektrana. Proizvodnja iz vetra više je nego udvostručena u odnosu na prethodnu nedelju, sa rastom od 105,9%, čime je značajno povećana dostupnost jeftine električne energije.
Hidroenergija je imala drugačiji trend. Proizvodnja hidroelektrana u Turskoj smanjena je za 229 GWh, odnosno 8,6%, što je činilo najveći deo ukupnog regionalnog pada hidro proizvodnje. U mnogim evropskim tržištima, ovakav pad bi obično povećao zavisnost od gasnih elektrana i doveo do rasta cena. Međutim, Turska je reagovala drugačije, oslanjajući se u većoj meri na termoelektrane na ugalj. Proizvodnja iz uglja porasla je za 260,6 GWh, odnosno 21,3%, dok je proizvodnja iz gasa opala za 20,8%, što ukazuje na značajnu promenu u strukturi termo proizvodnje.
Ova kombinacija je stvorila ključni tržišni signal nedelje. Jača proizvodnja iz vetra smanjila je potrebu za gasnim kapacitetima, dok je ugalj preuzeo veću ulogu u balansiranju sistema usled slabije hidroenergije. Rezultat je bio proizvodni miks koji je omogućio održavanje veleprodajnih cena znatno ispod evropskog nivoa, uprkos rastu potražnje za električnom energijom. Niži cenovni nivo dodatno je podržao i spoljnotrgovinsku poziciju Turske, pri čemu su neto izvoz električne energije porasli za 53,1% tokom nedelje.
Za trgovce i učesnike na tržištu Jugoistočne Evrope, dugotrajni cenovni diskont Turske ostaje važna karakteristika regionalne tržišne slike. Međutim, komercijalne mogućnosti koje proizilaze iz ovog cenovnog jaza ograničene su kapacitetima interkonekcija, razlikama u tržišnom dizajnu i ograničenjima prekograničnog planiranja. Kao rezultat toga, Turska i dalje funkcioniše kao tržište niskih cena u obliku svojevrsnog „energetskog ostrva“, koje posluje paralelno sa znatno skupljim evropskim tržištem električne energije, uz samo delimičnu integraciju u regionalno formiranje cena.
