Çmimet e energjisë elektrike në tregun e ditës në avancë në të gjithë Evropën Juglindore shënuan rënie të përgjithshme për datën e dorëzimit 11 nëntor 2026, të udhëhequra nga një ulje prej 17.2% në Greqi. Rëniet më të vogla në Serbi dhe Mal të Zi ngushtuan ndjeshëm diferencën e çmimeve të tyre me Hungarinë, duke ndryshuar marrëdhëniet e çmimeve ndërkufitare për blerësit dhe tregtarët.
Për dorëzimin e së mërkurës, çmimi në bursën hungareze HUPX ra me 11.5% në 354.42 €/MWh, në bursën rumune OPCOM u ul me 14.1% në 352.56 €/MWh, ndërsa në bursën bullgare IBEX zbriti me 13.4% në 348.74 €/MWh. Çmimi në bursën greke HEnEx ra me 17.2% në 279.81 €/MWh, duke shënuar një ulje prej 58.10 €/MWh krahasuar me të martën.
Krahasimi përfshin çmimet e ankandeve të ditës në avancë për dorëzimin nga ora 00:00 deri në 24:00 CET të së mërkurës, 11 nëntor, kundrejt periudhës përkatëse të së martës, 10 nëntor; të dyja ditët ishin ditë pune. Rezultatet operacionale të së mërkurës për gjithë ditën ishin të paplota, dhe çmimet e ankandit janë të ndryshme nga transaksionet e realizuara brenda ditës dhe shlyerjet e balancimit.
Çmimi në bursën serbe SEEPEX ra me 4.1% në 346.08 €/MWh, ndërsa në bursën malazeze BELEN u ul me 2.3% në 345.12 €/MWh. Premiumi i çmimit të Hungarisë ndaj Serbisë u ngushtua në 8.34 €/MWh, nga 39.44 €/MWh, dhe ndaj Malit të Zi në 9.30 €/MWh, nga 47.08 €/MWh.
Ky ndryshim eliminoi pothuajse katër të pestat e avantazhit mesatar të çmimit të një dite më parë për furnizimin nga Serbia dhe Mali i Zi në raport me Hungarinë, përpara kostove të transmetimit dhe humbjeve. Çmimi i Malit të Zi ishte 0.96 €/MWh më i ulët se ai i Serbisë, krahasuar me një diferencë negative prej 7.64 €/MWh të martën.
Diferencat rajonale dhe pikat kulminante të çmimeve
Rëniet e çmimeve ishin të pabarabarta në të gjithë rajonin. Çmimi në bursën shqiptare ALPEX u rrit me 9.0% në 334.88 €/MWh, duke rikuperuar një pjesë të rënies së fortë të së martës, ndërsa çmimi në bursën e Maqedonisë së Veriut MEMO u rrit lehtë me 0.2% në 350.18 €/MWh. Çmimi më i lartë orar në Shqipëri u rrit në 516 €/MWh nga 431.90 €/MWh, duke treguar se rënia rajonale nuk i eliminoi intervalet e mungesës lokale.
Çmimi në bursën kroate CROPEX ra me 11.6% në 344.05 €/MWh, në bursën sllovene BSP/ADEX u ul me 11.0% në 342.12 €/MWh, ndërsa çmimi në Austri ra me 8.1% në 347.60 €/MWh. Serbia, Mali i Zi, Kroacia, Sllovenia dhe Austria u konvergjuan në një brez relativisht të ngushtë të çmimeve mesatare ditore.
Në jug, premiumi i Hungarisë ndaj Greqisë u zgjerua në 74.61 €/MWh nga 62.38 €/MWh, për shkak se çmimet greke ranë më shpejt. Çmimi i zonës së Italisë së Veriut në bursën IPEX ra me 8.0% në 285.20 €/MWh, duke e zgjeruar premiumit e Malit të Zi ndaj këtij reference në 59.92 €/MWh nga 43.05 €/MWh. Kthimet nga tregtimi i realizueshëm në Adriatik varen nga çmimi përkatës i zonës së hyrjes në Itali, të drejtat e disponueshme të transmetimit dhe humbjet.
Çmimet maksimale gjithashtu u lehtësuan në Rumani dhe Hungari. Çmimi më i lartë tremujor në Rumani ra në 441.46 €/MWh nga 571.20 €/MWh, ndërsa në Hungari u ul në 472.21 €/MWh nga 562.88 €/MWh. Maksimumi në Serbi ishte 475 €/MWh, pak më poshtë se 477.99 €/MWh i së martës, ndërsa në Mal të Zi mbeti i pandryshuar në 475 €/MWh.
Kushtet e ofertës dhe perspektiva bërthamore
Të dhënat më të fundit operacionale për ditën e plotë të raportuar i përkasin datës 10 nëntor, krahasuar me 9 nëntorin. Importet neto mesatare të raportuara të Serbisë ranë në përafërsisht 612 MW nga 789 MW, ndërsa prodhimi i energjisë së erës u rrit në 365 MW nga 118 MW. Eksportet neto të raportuara të Bosnjë-Hercegovinës u rritën në përafërsisht 193 MW nga 102 MW.
Importet neto të raportuara të Hungarisë lëvizën në drejtim të kundërt, duke u rritur në përafërsisht 2,100 MW nga 1,635 MW. Kërkesa u rrit në 6,155 MW nga 5,883 MW, ndërsa prodhimi i energjisë diellore ra në përafërsisht 80 MW nga 285 MW; prandaj, çmimi më i ulët i ankandit të së mërkurës pasoi një ditë të plotë të dorëzimit me varësi më të lartë nga importet.
Prodhimi bërthamor i raportuar i Rumanisë ishte mesatarisht zero më 10 nëntor, krahasuar me përafërsisht 317 MW një ditë më parë. Importet neto u rritën në përafërsisht 1,981 MW nga 1,629 MW, dhe konsumi u rrit në 6,867 MW nga 6,608 MW. Çmimi më i ulët i ankandit të së mërkurës nuk vërteton se deficiti i ofertës vendase të Rumanisë është zgjidhur.
Njoftimi më i fundit i Nuclearelectrica, i lëshuar më 10 nëntor, shtyu sinkronizimin e pritshëm të Njësisë 2 të Cernavodës për në 11 nëntor dhe parashikoi prodhim nominal për 12 nëntor. Për Njësinë 1, kompania vlerësoi dy deri në katër ditë riparime, të ndjekura nga procedurat e sinkronizimit dhe rinisjes. Të dyja afatet mbetën parashikime dhe një rilidhje e përfunduar nuk ishte verifikuar në momentin e përgatitjes së këtij raporti.
Energjia e rinovueshme greke dhe kufijtë tregtarë
Prodhimi mesatar diellor i Greqisë u rrit në përafërsisht 1,357 MW më 10 nëntor nga 632 MW, ndërsa prodhimi i energjisë së erës u rrit në 1,133 MW nga 797 MW. Prodhimi nga gazi natyror ra në përafërsisht 3,799 MW nga 4,349 MW.
Për ditën operacionale lokale të 11 nëntorit në Greqi, parashikimi më i fundit i IPTO-s për energjinë e rinovueshme ishte mesatarisht rreth 4,204 MW dhe arriti një maksimum prej 8,606 MW; parashikimi i veçantë i ngarkesës ishte mesatarisht 5,484 MW. Parashikimet mbulojnë periudhën 00:00–24:00 EET, e barabartë me 23:00 CET të datës 10 nëntor deri në 23:00 CET të datës 11 nëntor, dhe janë parashikime, jo matje të prodhimit të realizuar.
Profili i projektuar i energjisë së rinovueshme e bën aksesin për eksport në mesditë, mbushjen e depozitave dhe kufizimin e mundshëm të prodhimit, konsiderata operative relevante. Regjistrimet e rrjedhës fizike greke për 10 nëntorin treguan eksporte neto prej përafërsisht 14,849 MWh drejt Bullgarisë, 10,224 MWh drejt Maqedonisë së Veriut, 4,117 MWh drejt Shqipërisë dhe 4,552 MWh drejt Turqisë; këto ishin shkëmbime fizike të matura, jo plane tregtare.
Nuk u identifikuan intervale me çmime negative në seritë e të dhënave të tregut të ditës në avancë për datën 11 nëntor në Serbi, Mal të Zi, Hungari, Rumani, Bullgari, Greqi, Kroaci, Slloveni, Shqipëri, Maqedoni të Veriut dhe në zonën veriore të Italisë. Çmimi minimal në Greqi u rrit në 164,63 €/MWh nga 0,01 €/MWh, pavarësisht mesatares ditore më të ulët.
Të dhënat aktuale të krahasueshme të operimit për Malin e Zi dhe krahasimet e konvertuara në mënyrë konsistente të çmimeve me shumicë në Turqi nuk ishin të disponueshme. Gjithashtu, nuk ishin të disponueshme vëllimet e verifikuara të tregtimit ditor, çmimet e ponderuara me vëllimin brenda ditës dhe kostot e balancimit, ndërsa provat nuk përcaktuan se cilat kufizime specifike të transmetimit shkaktuan diferencat e mbetura ndërkufitare.
Për tregtarët, diferencat negative (zbritjet) e Serbisë dhe Malit të Zi kundrejt Hungarisë u ngushtuan, ndërkohë që vazhdoi shkëputja e tyre nga oferta më e lirë greke dhe italiane. Për blerësit dhe investitorët, çmimet mesatare më të ulëta, krahas intervaleve të shtrenjta dhe rikuperimit të pasigurt bërthamor, e bëjnë profilin e dërgesave, aksesin në transmetim dhe kapacitetin fleksibël faktorë relevantë për vendimet e prokurimit; një ankand më i lirë nuk vërteton se presioni i ofertës rajonale ka marrë fund.
Burimi: SEE Energy News
