Gjatë ditës së premte, çmimet e energjisë elektrike në pjesën juglindore të Evropës u rritën ndjeshëm, ndërsa Serbia regjistroi mesatarën më të lartë ditore të bazës ndër tregjet e monitoruara. Çmimet e shitjes me pakicë u drejtuan nga 280 €/MWh, pasi prodhimi më i ulët i energjisë nga era, rëndësia e madhe e importeve ndërkufitare dhe kufizimet e vazhdueshme të ofertës ndikuan në rajon. Tregu SEEPEX i Serbisë u rrit me 24.8 €/MWh, duke arritur 277.57 €/MWh.
Bursa HUPX e Hungarisë u rrit me 16.4 €/MWh, duke arritur 269.23 €/MWh. Rumania arriti 261.92 €/MWh dhe Bullgaria stabilizohet në 256.57 €/MWh, ndërsa çmimi MONTENEGRO i BELEN u rrit në 239.78 €/MWh. Rritjet e tilla e rritën presionin e çmimeve në të gjithë gadishullin e Ballkanit.
Ndryshimet e çmimeve në tregjet SEEPEX, HUPX dhe rajonale.
Rritja rajonale ndodhi në të njëjtën kohë me një parashikim për një rënie të konsumit të energjisë elektrike prej 428 MW, duke arritur 31,810 MW. Prodhimi i parashikuar i energjisë nga era u ul me 1,662 MW, duke arritur 2,909 MW, ndërsa importet neto u rritën me 1,023 MW, duke arritur 3,385 MW. Diferenca midis konsumit më të ulët dhe çmimeve më të larta korrespondonte me një ulje të prodhimit të energjisë së rinovueshme dhe një rritje të varësisë nga importet.
Greqia regjistroi rritjen më të fortë në përqindje ndër tregjet e monitoruara, me HENEX që u rrit me 45.6 €/MWh, duke arritur 206.18 €/MWh, duke mbetur tregu më i lirë i monitoruar. Maqedonia e Veriut u rrit me 29.3 €/MWh, duke arritur 251.64 €/MWh, Bullgaria fitoi 23.3 €/MWh dhe Shqipëria shtoi 7.5 €/MWh, duke arritur 257.08 €/MWh.
Rritja ndodhi edhe në të njëjtën kohë me një ndarje të vazhdueshme nga nivelet e çmimeve në Evropën Perëndimore. Gjermania tregtohej me 210.67 €/MWh, duke lënë Hungarinë me një premi të 58.57 €/MWh, pavarësisht se Gjermania u rrit më shpejt gjatë seancës së fundit. Premiumi i Hungarisë mbi Greqinë u ngushtua në 63.05 €/MWh nga rreth 92.3 €/MWh.
Pikat e larta orare dhe diferencat midis orëve me kulmin dhe atyre pa kulmin.
Profilat orare tregonin sinjale të mungesës që ishin më të forta sesa sugjeronin mesatarët e ditës. Çmimi orar maksimal i Serbisë arriti 405.10 €/MWh në orën e 19-të, ndërsa Hungaria arriti kulmin në 382.30 €/MWh në të njëjtën orë. Shqipëria u afirmua në 400 €/MWh me një maksimum prej 399 €/MWh, ndërsa Rumania dhe Bullgaria arritën 356.90 €/MWh dhe 354.70 €/MWh, respektivisht.
Mesatarët e ditës po ashtu fshehën diferencat midis modeleve të çmimeve të kulmit dhe atyre pa kulmin në disa tregje. Mesatarja e orëve pa kulmin e Serbisë ishte 284.60 €/MWh krahasuar me një mesatare të periudhës së kulmit prej 270.50 €/MWh, dhe Hungaria tregoi energji pa kulmin që mesatarisht ishte 281 €/MWh kundrejt një shifre të periudhës së kulmit prej 257.40 €/MWh. Këto diferenca tregonin se ndarja standarde e kontratës midis periudhës së kulmit dhe asaj pa kulmin mund të fshehë rrezikun e koncentruar të çmimit orar.
Greqia tregoi një formë intraditë të ndryshme, me çmimin orar minimal që u ul në zero rreth mesditës, ndërsa maksimi u rrit në 321.10 €/MWh. Kombinimi i orëve me çmim zero nga energjia diellore dhe çmimet e larta në orët e tjera reflektonin një ndryshim të vlerës në periudhat e ndryshme për burimet fleksible.
Përmirësimi i bilancit të prodhimit dhe ndryshimet në oraret ndërkufitare.
Faktorët fizikë pas rritjes së çmimit përfshinin një përkeqësim të bilancit të prodhimit në rajon. Prodhimi i parashikuar i energjisë elektrike u ul me 1,450 MW, duke arritur 28,425 MW, me humbjet e erës që u kompensuan vetëm pjesërisht nga një rritje prej 233 MW në prodhimin e energjisë diellore.
Orari ndërkufitar u rregullua më dukshëm në kufijtë italianë, sipas flukseve të monitoruara. Rajoni kaloi nga eksportet neto prej rreth 79 MW në Itali të enjtën në importe neto prej 679 MW të premte, një ndryshim prej 758 MW. Gjithashtu, importet e kombinuara përmes korridoreve austriake dhe sllovakë u rritën vetëm me 83 MW, duke arritur 2,766 MW.
Bilanci i energjisë elektrike i Bullgarisë ndryshoi dukshëm, pasi konsumi i parashikuar u rrit me 628 MW, duke arritur 4,361 MW, ndërsa prodhimi vendas u ul me 248 MW, duke arritur 4,245 MW. Bullgaria kaloi nga një eksportues neto prej 760 MW të enjten në një importues neto prej 116 MW të premte.
Kërkesa neto për importe të Rumanisë u rrit nga 641 MW në 818 MW, ndërsa prodhimi vendas u ul ndaj një kërkese që mbeti pothuajse e pandryshuar. Greqia mbeti një eksportues i madh, por surpluset e saj u tkurrën nga 1,657 MW në 1,176 MW, ndërsa prodhimi u ul. Ky model tregonte se tregjet e lidhura mund të shihnin rritjen e çmimeve së bashku me ndryshimet në nevojat e importit.
Kërkesa për importe të Serbisë rritet ndërsa prodhimi vendas bie.
Bilanci kombëtar i energjisë elektrike i Serbisë ofroi një shpjegim për çmimin e lartë të tregut. Konsumi i parashikuar u ul nga 3,969 MW në 3,753 MW, ndërsa prodhimi vendas u ul nga 2,942 MW në 2,693 MW. Kërkesa neto për importe u rrit pak në rreth 1,061 MW, ekuivalent me më shumë se 28% të konsumit të parashikuar.
Orari komercial tregonte dërgesa në Serbi nga Bosnja dhe Hercegovina, Bullgaria, Maqedonia e Veriut dhe Mali i Zi. Bosnja dhe Hercegovina planifikoi një mesatarë prej 435 MW drejt Serbisë, Bullgaria 304 MW, Maqedonia e Veriut 317 MW dhe Mali i Zi 165 MW. Në të njëjtën kohë, Serbia ruante eksporte të planifikuara mesatarisht prej 406 MW drejt Hungarisë, pavarësisht nga deficiti i saj total i importit.
Diferenca e çmimit reflektonte kushtet e ndryshme komerciale përgjatë kufijve për pjesëmarrësit e tregut. Serbia regjistroi një premi prej 8.34 €/MWh mbi Hungari dhe një premi prej 37.79 €/MWh mbi Mali i Zi. Për tregtarët, kjo përfshinte ekspozim ndaj kufizimeve të kapacitetit të transmetimit dhe rreziqeve të emetimit që lidheshin me diferencat e çmimit orar.
Mali i Zi paraqiti një bilanc fizik të kundërt në krahasim me situatën e Serbisë. Prodhimi vendas i parashikuar ishte vendosur në 348 MW kundrejt konsumit prej 330 MW, duke lënë një pozicion neto të eksportit prej rreth 18 MW. Pavarësisht nga ky surplus, Mali i Zi mbeti i lidhur përmes orareve komerciale ndërkufitare.
Orari komercial i Malit të Zi përfshinte importe mesatarisht prej 268 MW nga Italia, së bashku me eksporte prej 165 MW drejt Serbisë dhe 72 MW drejt Kosovës. Çmimi MONTENEGRO i BELEN mbeti më i ulët se shumë tregje fqinjë në grupin e monitoruar në 239.78 €/MWh të premte. Vlera e çdo mundësie tregtare varej nga të drejtat e lidhjes dhe diferencat e orës së dorëzimit.
Çmimet e ardhshme tregojnë një ngushtim afatshkurtër të pritur.
Tregu i energjisë elektrike i ardhshëm forcoi pritjet për një forcim afatshkurtër të çmimeve. Energjia e bazës javës 43 në Hungari ishte cituar në 269.50 €/MWh, ndërsa javanë 44 ishte në 260 €/MWh dhe dorëzimi në nëntor ishte çmuar në 243.50 €/MWh. Kontrata e javës 43 mbante një premi prej 75.50 €/MWh mbi Gjermani, e cila u ngushtua në 67 €/MWh për javën 44 dhe në 50.50 €/MWh për nëntor.
Rritja e ardhshme u përshpejtua midis 7 tetorit dhe 15 tetorit, ndërsa kontrata e javës 43 në Hungari fitoi rreth 28.95%. U raportuan fitime të ngjashme prej 15.82% në Gjermani dhe 12.26% në Itali. Kontratat me datë më të gjata tregonin një premi më të vogël: kontrata e bazës së kalendarit 2027 në Hungari ishte cituar në 168.50 €/MWh kundrejt 145 €/MWh në Gjermani.
Çmimet e karburantit mbeten stabile ndërsa çmimet e energjisë elektrike u rritën.
Çmimet e gazit dhe karbonit mbetën komponentë të kosteve të gjenerimit termik, por lëvizjet e tyre ishin më pak të dukshme sesa ndryshimet e çmimeve të energjisë elektrike në treg. Indeksi CEGH i gazit austriak ishte në rreth 87.21 €/MWh, ndërsa gazet e nëntorit ishin cituar në 87.50 €/MWh pasi u ulën me rreth 1 €/MWh. Lejet e karbonit evropiane u ulën rreth 1.30, duke arritur 85.84 € për ton.
Kombinimi i citimeve të gazit që mbeten stabile, çmimeve të karbonit pak më të dobëta dhe rritjes së shpejtë të çmimeve të energjisë elektrike në treg mbështetën një theks në faktorët e disponueshmërisë afatshkurtër brenda kushteve rajonale për lëvizjet e premte. Për gjeneratorët termikë, ky mjedis lidhej drejtësisht me të hyrat kundrejt kostove të karburantit dhe karbonit, duke u bazuar në eficiencën dhe disponueshmërinë e qendrave. Për operatorët e erës dhe diellit, të hyrat e realizuara mund të ndryshonin kur prodhimi përqendrohet në orë me çmime më të ulëta, siç ishte periudha e çmimit zero në Greqi në mesditë.
Paraprakisht, situata mbeti e ndjeshme ndaj parashikimeve të erës, disponueshmërisë së gjenerimit termik, emetimit ndërkufitar dhe temperaturave. Kurva e ardhshme tregoi pritjet për çmime të ngritura në javët e ardhshme, edhe pse shkalla e fitimeve të ditës së premte në treg nuk duhet të ekstrapolohet automatikisht. Serbia regjistroi një maksimum orar prej 405 €/MWh, ndërsa importet neto u rikthyen në më shumë se 3.3 GW.
Burimi: SEE Energy News
