Çmimet e energjisë elektrike në tregun e ditës në avancë në Evropën Juglindore shënuan rënie më 11 nëntor, ndërsa importet neto u rritën në 5.49 GW, duke e mbajtur rajonin të varur nga furnizimi ndërkufitar. Të dhënat e tregut rajonal të ditës në avancë e vendosën Serbinë dhe Malin e Zi pranë nivelit prej 345 €/MWh, pavarësisht çmimeve dukshëm më të ulëta në Itali dhe Greqi.
Hungaria regjistroi çmimin më të lartë ndër tregjet kryesore me 354.42 €/MWh, e ndjekur nga Rumania me 352.56 €/MWh, Maqedonia e Veriut me 350.18 €/MWh dhe Bullgaria me 348.74 €/MWh. Serbia u mbyll në 346.08 €/MWh, Mali i Zi në 345.12 €/MWh, Kroacia në 344.05 €/MWh dhe Sllovenia në 342.12 €/MWh.
Shumica e tregjeve shënuan rënie të ndjeshme krahasuar me seancën e mëparshme: Rumania ra me 57.8 €/MWh, Greqia me 58.1 €/MWh, Bullgaria me 53.9 €/MWh dhe Hungaria me 45.9 €/MWh. Rëniet ishin më të vogla në Serbi, me 14.8 €/MWh, dhe në Malin e Zi, me 8.1 €/MWh.
Bursa greke HENEX ra në 279.81 €/MWh dhe çmimi kombëtar i ditës në avancë në Itali zbriti në 270.91 €/MWh, ndërsa në Gjermani tregtimi u krye me 316.65 €/MWh. Diferenca e çmimit midis Hungarisë dhe Greqisë u zgjerua në rreth 74.6 €/MWh, ndërsa Hungaria ishte rreth 37.8 €/MWh mbi Gjermaninë; Shqipëria lëvizi në drejtim të kundërt me tendencën e përgjithshme, duke u rritur me 27.7 €/MWh në 334.88 €/MWh.
Konsumi i kombinuar rajonal ishte afërsisht 36.1 GW. Importet neto u rritën me gati 1 GW krahasuar me ditën e mëparshme, ku prurjet nga krahu Austri-Sllovaki drejt sistemit Hungari-EJL u rritën në rreth 4.32 GW, ndërsa rrjedhat nga Italia drejt Evropës Juglindore arritën në afërsisht 1.27 GW. Importet neto mbuluan rreth 15% të kërkesës për energji elektrike në rajon.
Korrigjimi i çmimit duket se reflekton më shumë aksesin më të madh në energjinë elektrike perëndimore dhe kërkesën më të ulët, sesa një përmirësim thelbësor të prodhimit rajonal. Nevoja e lartë për importe dhe diferencat e mëdha midis çmimeve të tregut tregojnë për presion të vazhdueshëm mbi ofertën në të gjitha tregjet e ndërlidhura.
Serbia mbetet importuese neto dhe rrugë tranziti
Çmimi i ditës në avancë në bursën SEEPEX të Serbisë u mbyll në 346.08 €/MWh, rreth 4% më ulët krahasuar me ditën e mëparshme. Ngarkesa maksimale (peakload) ishte mesatarisht 398.9 €/MWh kundrejt një mesatareje të ngarkesës minimale (off-peak) prej 293.3 €/MWh; maksimumi ditor ishte 475 €/MWh dhe minimumi 243.1 €/MWh.
Konsumi serb ishte mesatarisht rreth 4,424 MW, krahasuar me prodhimin vendas prej rreth 3,780 MW, duke lënë importe neto prej rreth 644 MW. Rrjedhat ndërkufitare përfshinë importe nga Bosnjë-Hercegovina, Kroacia, Bullgaria, Maqedonia e Veriut dhe Mali i Zi, si dhe eksporte drejt Rumanisë dhe, mesatarisht, drejt Hungarisë.
Rrjedhat bazë (baseload) nga Serbia drejt Rumanisë ishin afërsisht 488 MW. Serbia importoi rreth 439 MW nga Bosnjë-Hercegovina dhe rreth 303 MW nga Kroacia, sipas shifrave të rrjedhave ndërkufitare.
Rrjedhat e energjisë e lanë Serbinë të funksionojë si një treg me deficit, ashtu edhe si një korridor tranziti dhe arbitrazhi që lidh prodhimin e Ballkanit Perëndimor me sistemin bullgaro-rumun dhe Hungarinë. Rënia më e vogël e çmimeve në Serbi krahasuar me ato në Rumani dhe Bullgari ngushtoi disa diferenca çmimesh në lindje dhe reduktoi nxitjen e menjëhershme për importe shtesë në Serbi nga ato tregje.
Mali i Zi dërgon energjinë italiane në tregje me çmime më të larta
Çmimi i energjisë në tregun e ditës në avancë në bursën BELEN të Malit të Zi ra me 8,1 €/MWh, duke zbritur në 345,12 €/MWh. Konsumi ishte mesatarisht rreth 368 MW, ndërsa prodhimi arriti në përafërsisht 307 MW, duke lënë një kërkesë për importe neto prej rreth 62 MW.
Rrjedhat e ngarkesës bazë nga Italia drejt Malit të Zi ishin rreth 598 MW. Mali i Zi gjithashtu eksportoi përafërsisht 204 MW drejt Serbisë, 134 MW drejt Bosnjë-Hercegovinës dhe 59 MW drejt Shqipërisë.
Kablli Itali-Mali i Zi transportoi energji elektrike italiane me çmim më të ulët drejt Malit të Zi, i cili rishpërndau vëllime të konsiderueshme në tregjet ballkanike me çmime më të larta. Çmimi kombëtar i energjisë në Itali ishte rreth 271 €/MWh kundrejt 345 €/MWh në Mal të Zi, duke lënë një diferencë çmimi tregtare domethënëse përtej Adriatikut.
Greqia gjithashtu furnizoi rajonin me energji me çmim më të ulët. Çmimi në bursën HENEX ra në 279,81 €/MWh, ndërsa prodhimi grek arriti në rreth 7,43 GW kundrejt një konsumi prej 5,60 GW, duke lënë eksporte prej përafërsisht 1,83 GW.
Energjia elektrike greke ishte më e lirë me rreth 66 €/MWh krahasuar me Serbinë, 65 €/MWh krahasuar me Malin e Zi dhe gati 75 €/MWh krahasuar me Hungarinë. Kufizimet në transmetim dhe mbingarkesa drejtuese penguan konvergjencën e plotë të çmimeve midis tregjeve të ndërlidhura të Evropës Juglindore.
Kontratat afatgjata për dimrin ruajnë një premium rajonal
Çmimi i energjisë për javën e 47-të në Hungari u lehtësua në 243,50 €/MWh dhe për javën e 48-të në 247 €/MWh, ndërsa kontrata për muajin dhjetor u rrit me 7 €/MWh në rreth 247 €/MWh. Energjia për dhjetorin mbeti dukshëm nën çmimet ekstreme aktuale të tregut spot, por historikisht e shtrenjtë.
Diferenca e çmimit të kontratave afatgjata për dhjetorin midis Hungarisë dhe Gjermanisë mbeti rreth 46 €/MWh, duke treguar një premium të vazhdueshëm të tregut për Evropën juglindore dhe qendrore-lindore deri në fillim të dimrit. Gasi për dhjetorin tregtohej rreth 87 €/MWh, lejet e emetimeve të karbonit në BE pranë 88 €/t dhe qymyri për dhjetorin rreth 132 $/t, duke ofruar pak shenja për një reduktim të madh të kostove të prodhimit termik.
Seanca e 11 nëntorit dukej se shënoi një korrigjim nga çmimet jashtëzakonisht të larta të tregut spot, e jo fillimin e një tregu thelbësisht më të lirshëm. Rritja e importeve nga perëndimi kishte frenuar çmimet, por kërkesat e larta për importe, diferencat e vazhdueshme ndërkufitare dhe kontratat e shtrenjta për dimrin e lanë rajonin të ekspozuar ndaj disponueshmërisë së prodhimit, kufizimeve të ndërlidhësve dhe shtrëngimit të ri të nxitur nga kërkesa.
Foto: Dmitry Makeev — CC BY-SA 4.0
Burimi: SEE Energy News
