Çmimi dërrmues i ditës së nesërme për të martën në tregun hungarez HUPX arriti në 326,57 €/MWh, një rritje prej 34,20 €/MWh. Tregu SEEPEX në Serbi u rrit me 16,90 €/MWh, duke arritur 317,08 €/MWh, ndërsa tregu BELEN në Mal të Zi u rrit me 18,50 €/MWh, duke arritur 294,77 €/MWh. Të tre tregjet shënuan mesatarjet ditore më të larta në periudhën e krahasimit prej shtatë ditësh, që përfundonte më 20 tetor.
Gjermania shkoi në drejtimin e kundërt, me çmimet e energjisë elektrike të ditës së nesërme në Gjermani të ulura me 12,80 €/MWh, duke arritur 195,66 €/MWh. Kjo ndryshim e zgjeroi premiumin e Hungarisë me 47 €/MWh, duke e çuar në 130,91 €/MWh në krahasim me Gjermaninë. Ky diferencë e gjerë persistoi pavarësisht nga sasia shtesë e energjisë elektrike e planifikuar në rajon.
Çmimet rajonale të ditës së nesërme devijohen nga Gjermania
Çmimi i ditës së nesërme në Rumani u rrit në 307,24 €/MWh, në Maqedoninë e Veriut në 306,44 €/MWh dhe në Bullgari në 299,98 €/MWh. Çmimet ishin më të ulëta në vendet perëndimore, me Kroacinë në 271,33 €/MWh dhe Slloveninë në 260,99 €/MWh. Greqia u rrit në 247,82 €/MWh, ndërsa Shqipëria u ul rreth 9,1%, duke arritur 255 €/MWh.
Paraprakësitë rajonale të ofrimit ndryshuan kryesisht për shkak të një reduktimi të thellë të prodhimit të energjisë së erës në Hungari dhe në Evropën Juglindore. Prodhimi mesatar i energjisë së erës ishte parashikuar në 1.067 MW, një rënie prej 1.847 MW ose rreth 63% nga dita e mëparshme. Prodhimi i energjisë diellore pritej të rritej me 411 MW, duke arritur 5.534 MW, duke zierë më pak se një e katërta e prodhimit të humbur të energjisë së erës.
Mungesa e energjisë së erës rrit kërkesën për importet dhe prodhimin e tjerë
Kërkesa mesatare e energjisë elektrike ishte parashikuar të rritej me 963 MW ose 3,1%, duke arritur 31.849 MW. Me një konsum më të lartë dhe një prodhim të kombinuar më të ulët të energjisë së erës dhe diellore, kërkesa për prodhimin e tjerë dhe importet u rrit rreth 2.399 MW. Kërkesa e mbetur pas energjisë së erës dhe diellore u rrit nga 22.849 MW në 25.248 MW, një rritje prej rreth 10,5%.
Importet rajonale neto pritej të rriteshin me 571 MW, duke arritur 3.794 MW, ekuivalent me gati 12% të kërkesës së parashikuar. Importet përmes ndërmëseve austriake dhe sllovakiane u rritën me 173 MW, duke arritur 3.571 MW, ndërsa importet neto nga Italia u rritën me 305 MW, duke arritur 422 MW. Një ulje e eksporteve drejt Ukrainës dhe Moldavisë me 93 MW shërbeu si përmirësim i mëtutjeshëm i bilancit të jashtëm.
Figurat e kërkesës për muajin tetor dhe oraret e flukseve tregtare përshkruajnë bilancin e pritur për ditën e dorëzimit, ndërsa vëzhgimet detaje të prodhimit sipas llojit të karburantit shtrihen deri më 19 tetor.
Lëvizjet e energjisë në Rumani ndikojnë në bilancin rajonale
Rumani shënoi përkeqësimin më të madh ndër tregjet kombëtare më të mëdha në bilancin e ditës së dorëzimit. Pozita e saj ndryshoi nga 213 MW eksporte neto të hënën në 1.183 MW importe neto të projektuara të martes, një ndryshim prej 1.396 MW. Prodhimi i parashikuar u ul në 4.874 MW nga 6.250 MW, ndërsa kërkesa u rrit vetëm me 20 MW, duke arritur 6.057 MW.
Sipas planit të së martës, importet pritej të mbulonin rreth 19.5% e konsumit rumun. Dërgesat e planifikuara nga Hungaria në Rumeni u rritën në 1,030 MW nga 406 MW, ndërsa dërgesat nga Bullgaria u rritën në 643 MW nga 72 MW. Rumania gjithashtu reduktoi eksportet e planifikuara në Serbi në 168 MW nga 278 MW të ditën e kaluar.
Hungaria përballoi një nevojë më të madhe për dërgesa të mëtejshme, ndërkohë që vetë po mbështetej në importe. Importet neto të projektuara u rritën me 113 MW, duke arritur 1,549 MW, duke mbuluar rreth 31% e kërkesës domestike të parashikuar. Më në jug, eksportet neto të projektuara të Greqisë u rritën në 1,011 MW nga 723 MW, me dërgesa të planifikuara drejt Bullgarisë, Maqedonisë së Veriut dhe Shqipërisë, që në total arrinë 1,170 MW.
Premiumi hungarez në krahasim me Greqinë u zgjerua më tej në 78.75 €/MWh, pavarësisht nga furnizimi shtesë nga jugu. Çmimet mesatare ditore dhe oraret komerciale tregonin një ndarje të vazhdueshme të tregut, pa identifikuar kufizimet e transmetimit që ishin në fuqi gjatë orëve të caktuara.
Serbia dhe Mali i Zi shohin çmime më të larta, pavarësisht nga balancet e ndryshme.
Importet neto të Serbisë u ulën me 217 MW, duke arritur 1,009 MW, ndërsa balanca e prodhimit u përmirësua në 2,820 MW dhe kërkesa u rrit modest në 3,829 MW. Importet ende përfaqësuan rreth 26% e konsumit të pritur, edhe me deficitin më të vogël krahasuar me ditën e hënë.
Pavarësisht përmirësimit në balancën kombëtare, SEEPEX u rrit rreth 5.6%. Serbia mbeti tregu i dytë më i shtrenjtë në krahasimin ditor, pas Hungarisë. Diferenca ndaj Hungarisë ndryshoi gjithashtu: Serbia tregtohej rreth 7.80 €/MWh mbi Hungarinë të hënën, por u shndërrua në një zbritje prej 9.49 €/MWh të martën, pasi rritja e çmimit në Hungari kaloi rritjen e çmimit në Serbi.
Oraret komerciale tregonin se Serbia po merrte energji elektrike nga shumë tregje fqinjë, ndërkohë që dërgonte një mesatarë prej 601 MW drejt Hungarisë. Dërgesat në Serbi përfshinin 421 MW nga Bosnja dhe Hercegovina, 387 MW nga Bullgaria, 355 MW nga Maqedonia e Veriut dhe 209 MW nga Mali i Zi.
Mali i Zi kombinonte nevojat e importit domestik me flukset ndërkufitare që mbetën të mëdha për dërgesat e së martë. Importet neto të projektuara u rritën në 42 MW, ndërkohë që dërgesat e planifikuara nga Italia u rritën në 399 MW nga 316 MW; në të njëjtën kohë, ai vazhdoi të planifikonte dërgesa prej 209 MW drejt Serbisë.
Çmimi mesatar ditor i BELEN mbeti 22.31 €/MWh nën Serbi, edhe pse çmimi i tij u rrit rreth 6.7%, duke treguar se qasja në furnizimin italian nuk e ka parandaluar Mal të Zi të ndjekë pjesën e rritjes rajonale më të gjerë.
Diferencat orare tregojnë dallimet mes orës së kulminit dhe orës së qetë në tregjet e ndryshme.
Mesatarjet ditore fshehën diferencat ndërmjet orëve të dorëzimit në Hungari, Serbi dhe Mal të Zi. Çmimi maksimal orar me paraardhje njëditore në Hungari arriti 451 €/MWh, krahasuar me 396,60 €/MWh të hënën; në Serbi, çmimi maksimal u rrit në 450 €/MWh nga 404 €/MWh; në Mal të Zi, çmimi maksimal u rrit në 395 €/MWh nga 360 €/MWh.
Periudhat e ulëta të çmimit ishin më të larta se periudhat e larta në disa tregje. Në Hungari, periudha e ulët mesatarisht ishte 347,80 €/MWh, ndërsa periudha e lartë ishte 305,40 €/MWh; në Serbi, periudha e ulët ishte 326 €/MWh, ndërsa periudha e lartë ishte 308,20 €/MWh.
Greqia regjistroi një diferencë më të madhe ndërmjet çmimit të periudhës së ulët dhe të periudhës së lartë, 318,50 €/MWh kundrejt 177,20 €/MWh gjatë periudhës standarde të lartë. Çmimi minimal orar në Greqi ishte 32,90 €/MWh, ndërsa çmimi maksimal orar arriti 396,10 €/MWh.
Ky model duket se ishte i qëndrueshëm, me energjinë diellore që ulte çmimet gjatë pjesëve të ditës, ndërsa oferta mbetet e shtrenjtë përtej orëve kryesore të prodhimit diellor. Prandaj, mesatarja ditore e Greqisë nuk pasqyroi një ulje uniforme të çmimeve gjatë të gjitha orëve të dorëzimit të së martë.
Çmimet e ardhshme pasqyrojnë premiume më të larta afatshkurtra në Hungari.
Shqipëria ilustroi kufijtë e një çmimi bazë, pasi mesatarja ditore u ul, por çmimi orar më i lartë u rrit në 490 €/MWh. Çmimi orar më i lartë ndër tregjet e listuara përkoi me një gamë ditore që shtrihej nga 100 €/MWh deri në 490 €/MWh.
Kurva e çmimeve të ardhshme tregoi gjithashtu çmime më të forta hungareze në krahasim me Gjermaninë për periudha të afërta dorëzimi. Në çmimet e ardhshme me datë 19 tetor, energjia hungareze për javën 44 u rrit me 7,50 €/MWh, duke arritur 270 €/MWh, ndërsa kontrata përkatëse gjermane u ul me 10 €/MWh, duke arritur 174,50 €/MWh; kjo zgjeroi premiumin hungarez me 17,50 €/MWh, duke arritur 95,50 €/MWh.
Energjia hungareze e muajit nëntor u rrit me 3,50 €/MWh, duke arritur 250 €/MWh, ndërsa çmimi gjerman i muajit nëntor mbeti i pandryshuar në 191,50 €/MWh, duke krijuar një diferencë prej 58,50 €/MWh. Energjia hungareze për tremujorin e parë të vitit 2027 u ul me 1,50 €/MWh, duke arritur 222 €/MWh, ndërsa viti i plotë 2027 mbeti i pandryshuar në 170 €/MWh.
Gazi austriak CEGH u citua në 90,70 €/MWh, me një rritje prej 1,10 €/MWh, ndërsa lejet e emetimeve të karbonit në BE ishin rreth 85,40 € për ton, duke e ekspozuar prodhimin e energjisë që funksiononte me gaz ndaj kostove të karburantit dhe emetimeve. Disponueshmëria e energjisë bërthamore rumanake mbetet gjithashtu një rrezik për furnizimin: të dhënat e fundit tregonin se nuk ka prodhim bërthamor ruman, ndërsa plani financiar i rishikuar i Nuclearelectrica ka parashtruar se të dy reaktorët e Cernavoda do të rikthehen në funksion më 1 nëntor, si një parashikim planifikimi.
Sipas orareve të dorëzimit të së martë, Rumania po lëvizte drejt importit, duke arritur rreth një të pesta të kërkesës, pas një surplusit të modeste të eksportit. Rritja e importit ndihmoi në mbulimin e deficitit, por blerësit ende përballeshin me një premium hungareze në krahasim me Gjermaninë, që depërtoi mbi 130 €/MWh.
Burimi: SEE Energy News
