Çmimi i energjisë elektrike për ditën e ardhshme në Rumeni arriti në 250,35 €/MWh të premten, duke qenë më i larti ndër tregjet kryesore të Evropës Juglindore, edhe pse çmimet u ulën në shumicën e rajonit. Ulja e kërkesës dhe një rënie e dukshme e prodhimit të energjisë diellore ndihmuan në stabilizimin e bilancit rajonal. Pavarësisht kësaj, varësia e vazhdueshme nga importet e energjisë elektrike e vendos Rumeni, Mal të Zi, Bullgarinë dhe Serbinë ndër tregjet më të lira të energjisë elektrike në Evropë për ditën e ardhshme.
Indeksi i referencës HUPX i Hungarisë u ul me 29,1 €/MWh, duke arritur 234,07 €/MWh, ndërsa indeksi SEEPEX i Serbisë u ul me 18,4 €/MWh, duke arritur 242,27 €/MWh. Mali i Zi u ndoq me 246,60 €/MWh dhe Bullgaria me 245,91 €/MWh. Sllovenia u ul me 13,7 €/MWh, duke arritur 214,92 €/MWh, Kroacia u ul me 13,2 €/MWh, duke arritur 220,86 €/MWh, dhe Maqedonia e Veriut u ul me 16,7 €/MWh, duke arritur 232,80 €/MWh.
Ulja e çmimeve nuk ishte uniforme: Greqia u rrit me 24,5 €/MWh, duke arritur 225,80 €/MWh, Italia u rrit me 15,1 €/MWh, duke arritur 240,44 €/MWh, dhe Mali i Zi u rrit me 7,7 €/MWh. Gjermania mbeti shumë më e lira, me 137,59 €/MWh, duke e vendosur Hungarinë me një premi të çmimit prej 96,49 €/MWh, pavarësisht nga ulja e çmimit. Ky diferencë u ngushtua për rreth 18 €/MWh nga e enjtja, por mbeti e gjerë, duke nënvizuar ngarkesat e vazhdueshme dhe vlerën e kapacitetit të transmetimit nga jugu në veri.
Rënia e çmimeve ndikohet nga rritja e prodhimit të energjisë diellore
Prodhimi i energjisë diellore ishte faktori kryesor që ndikoi në uljen e çmimeve. Prodhimi rajonal u parashikua në rreth 5,15 GW, më shumë se 2 GW më shumë sesa dita e kaluar, ndërsa prodhimi i energjisë së erës u ul me rreth 2,8 GW, duke arritur rreth 795 MW. Kërkesa rajonale e parashikuar u ul me rreth 1,26 GW nga e enjtja, duke arritur 31,31 GW.
Ndryshimi i mënyrës së prodhimit të energjisë krijoi një diferencë më të dukshme ndërmjet çmimeve në orët e ndryshme të ditës. Çmimi bazë i HUPX mesatar ishte 234,1 €/MWh, por çmimi orar u ul në 86,7 €/MWh gjatë pjesës së ditës kur prodhimi i energjisë diellore ishte i lartë, para se të arrinte një maksimum prej 314,5 €/MWh. Çmimi i energjisë elektrike në kulmin e kërkesës në Hungari ishte mesatarisht 192,2 €/MWh, shumë më poshtë mesatarit prej 276 €/MWh për orët e tjera.
Këto shifra tregojnë se si prodhimi i energjisë diellore po ndikon gjithnjë e më shumë në uljen e çmimeve të kulmit të ditës, duke shndërruar këtë situatë në një sinjal tregtar të rëndësishëm për bateritë, prodhimet e energjisë elektrike fleksibël dhe konsumatorët industrialë. Në Greqi, çmimi i energjisë elektrike në kulmin e kërkesës ishte mesatarisht 197 €/MWh, ndërsa në orët e tjera ishte 254,6 €/MWh, dhe çmimi minimal i HENEX u rikthes në 90 €/MWh, pasi në seancën e mëparshme kishte rënë afër zero. Rritja e kësaj diference ndërmjet orëve me energji diellore dhe periudhave të mbrëmjes po bëhet gjithnjë e më shumë një sinjal tregtar i rëndësishëm për bateritë, prodhimet e energjisë elektrike fleksibël dhe konsumatorët industrialë.
Kërkesat për import mbeten të mëdha
Pavarësisht uljes së çmimit në tregun spot, Evropa Juglindore mbeti me një deficit struktural të energjisë elektrike. Importet neto në Hungari dhe në rajon u parashikuan në rreth 3,62 GW, një ulje prej 872 MW nga e enjtja, por ende një shifër e konsiderueshme. Importet nga Austri dhe Sllovakia mbetën të larta, rreth 4,21 GW.
Njëkohësisht, rajoni kaloi në eksporte neto të rreth 519 MW drejt Italisë. Këto flukse të ndryshme tregojnë se energjia elektrike lëviz përmes disa zonave çmimesh të ndërlidhura, dhe jo thjesht nga Evropa perëndimore në një zonë deficiti të vetme në rajonin e Jugut të Evropës (SEE). Rumania kishte një nga deficitet më të mëdha, me një konsum të parashikuar prej rreth 6.30 GW dhe një prodhim prej rreth 4.66 GW, duke lënë importet mesatare në rreth 1.63 GW.
Hungaria ishte gjithashtu shumë e varur nga importet e energjisë elektrike: konsumi ishte rreth 4.23 GW dhe prodhimi vendas rreth 3.13 GW, duke lënë importet në rreth 1.10 GW. Në Serbi, konsumi i parashikuar prej rreth 4.01 GW depërshoi prodhimin e rreth 3.20 GW, duke krijuar një nevojë mesatare për import prej rreth 809 MW. Ky deficit ndihmon në shpjegimin e arsyet se pse SEEPEX mbeti në 242.27 €/MWh, pavarësisht nga një rënie prej afro 20 €/MWh nga seanca e mëparshme.
Serbia tregtoi me një çmim rreth 8 €/MWh më të lartë se Hungaria dhe më shumë se 100 €/MWh më shumë se Gjermania, duke theksuar rëndësinë e kapacitetit ndërkufitar, disponueshmërinë e prodhimit vendas dhe nevojat për bilancim për çmimet e saj me pakicë. Kroacia mbeti gjithashtu një importatore e madhe, me një deficit prej rreth 863 MW. Greqia u shndërrua në drejtimin e kundërt: prodhimi prej rreth 6.47 GW depërshoi konsumin prej rreth 5.24 GW, duke lënë eksportet prej rreth 1.23 GW.
Roli i tranzitit të Hungarisë dhe diferencat rajonale
Flukset ndërkufitarë treguan rëndësinë e Hungarisë si një treg importues dhe si një qendër tranziti. Ajo importoi shumë nga Sllovakia dhe Austria, ndërkohë që dërgonte volum të mëdhenj drejt Rumanisë. Flukset komerciale nga Hungaria drejt Rumanisë arritën rreth 1.58 GW në bazë të ngarkimit të vazhdueshëm.
Importimi nga tregjet më të lira të Evropës perëndimore dhe qendrore, ndërkohë që eksportohet drejt tregjeve me çmime më të larta në lindje, vendos Hungarinë në qendër të sistemit të tregtisë rajonale. Prandaj, diferenca e çmimit Hungaria-Gjermani mbetet një nga sinjalet më të rëndësishme për tregtarët e energjisë elektrike në rajonin e Jugut të Evropës (SEE). Madje edhe me disa gigawatt që lëvizin drejt rajonit, kapaciteti i transmetimit i disponueshëm nuk është i mjaftueshëm për të mbyllur plotësisht diferencën e çmimit.
Çmimet e energjisë dhe karburantit në rritje
Tregjet e energjisë me kontrata të përparësuara mbetën dukshëm më të qëndruara sesa korrigjimi i çmimit të premte. Çmimi i energjisë për javën 44 në Hungari u rrit në 265.50 €/MWh, i javës 45 u rrit në 271.50 €/MWh, dhe ai i muajit nëntor arriti në 255.50 €/MWh. Diferenca e çmimit nëntor Hungaria-Gjermani ishte rreth 57.50 €/MWh, ndërkohë që diferenca e javës 44 mbeti e ngjashme me 90 €/MWh.
Çmimet e karburantit gjithashtu u rritën. Gazi austriake CEGH u rrit në 91.77 €/MWh, gazi greke në 81.56 €/MWh, dhe lejet e emetimeve të karbonit në BE në 86.47 €/tCO₂. Gazi në muajin nëntor tregohej rreth 91.50 €/MWh, ndërkohë që qymyri në muajin nëntor ishte në rreth 151 dollarë për ton.
Tensioni midis çmimeve të energjisë elektrike në tregun “day-ahead” dhe atyre të kontratave afatgjata ishte një sinjal kryesor nga seanca e premte. Ulja e kërkesës dhe rritja e prodhimit të energjisë diellore ofruan një lehtësim të përkohshëm në tregjet spot, por Evropa Juglindore vazhdoi të mbështetej në disa gigavat prodhimi të importuar. Diferenca midis Gjermanisë dhe Hungarisë mbeti jashtëzakonisht e gjerë, ndërsa Rumania, Serbia, Bullgaria dhe Mali i Zi vazhduan të tregtoheshin me një premi shumë të lartë në krahasim me Evropën perëndimore.
Volatiliteti orar po bëhet gjithnjë e më i rëndësishëm sesa një çmim i lartë ose i ulët ditor. Prodhimi i energjisë diellore po ul çmimet në orët e ditës, ndërsa ulja e prodhimit të energjisë së rinovueshme në mbrëmje ekspozon përsëri rajonin ndaj gazit, qymyrit, importeve dhe kufizimeve të transmetimit. Për tregtarët, prodhuesit dhe investitorët në depozita, zgjerimi i orës është një nga karakteristikat më të rëndësishme të tregut të energjisë elektrike në Evropën Juglindore.
