Cene električne energije na tržištu dan-unapred u jugoistočnoj Evropi pale su na većini tržišta za isporuku u sredu, čime je smanjena premija Mađarske u odnosu na Nemačku, dok su rastući troškovi gasa i emisija CO₂ održali terminske cene električne energije na višem nivou.
Srbija je odstupila od regionalnog trenda pada, uz rast cene na SEEPEX-u od 1,50 evra, na 197,97 evra/MWh. Cena na crnogorskoj berzi BELEN pala je za 34,60 evra, na 197,41 evra/MWh, što je najveći dnevni pad među posmatranim tržištima, čime je razlika između cena u dve zemlje smanjena na svega 0,56 evra/MWh.
Ova razlika smanjila je diskont Srbije u odnosu na Mađarsku na 12,85 evra/MWh. Neto uvoz Srbije iznosio je u proseku 840 MW, što ukazuje na nastavak oslanjanja na spoljno snabdevanje, uprkos tome što je domaća cena ostala niža nego u Mađarskoj, Rumuniji i Hrvatskoj.
Mađarski HUPX pao je za 14 evra, na 210,81 evra/MWh, dok je cena u Rumuniji takođe smanjena za 14 evra, na 208,70 evra/MWh. Razlika od svega 2,11 evra/MWh pokazala je visoku usklađenost ova dva tržišta.
Premija Mađarske u odnosu na Nemačku smanjena je na 18,79 evra/MWh, sa približno 23,10 evra/MWh prethodnog dana i 76,10 evra/MWh u ponedeljak. Uvoz preko koridora Austrija–Slovačka ka Mađarskoj i Sloveniji povećan je za oko 529 MW, na 1.954 MW, što ukazuje da je jače snabdevanje sa zapada doprinelo smanjenju cenovne razlike.
Na širem području Mađarske i jugoistočne Evrope, neto uvoz povećan je za 216 MW, na 2.325 MW, dok je prognozirana potrošnja porasla za svega 49 MW, na 29.669 MW. Uvoz je tako pokrivao gotovo 8% očekivane potražnje.
Prognoze proizvodnje iz obnovljivih izvora takođe su donele izvesno olakšanje. Očekivana prosečna proizvodnja iz solarnih elektrana povećana je za 527 MW, na 6.501 MW, čime je nadmašila pad proizvodnje iz vetra od 243 MW, na 1.064 MW. Ukupno povećanje od oko 284 MW, uz veći uvoz i uglavnom stabilnu potražnju, stvorilo je povoljnije uslove za niže cene na tržištu dan-unapred.
Razlike u cenama ipak su ostale značajne. Severna Makedonija zabeležila je najnižu dnevnu prosečnu cenu od 162,35 evra/MWh, dok je odmah iza nje bila Grčka sa 162,46 evra/MWh. U oba slučaja cene su bile oko 48 evra/MWh niže nego u Mađarskoj.
Bugarska je zabeležila pad od 8,80 evra, na 198,60 evra/MWh, uz prosečan neto izvoz od 1.503 MW. Rumunija je ostala neto uvoznik sa 1.411 MW, dok je Mađarska uvozila 986 MW, a Hrvatska 851 MW. Ove različite pozicije ukazuju na značaj raspoloživih prekograničnih kapaciteta za preusmeravanje električne energije između tržišta sa viškovima i tržišta sa manjkom.
Dalje na zapadu, Slovenija je zabeležila pad od 17,90 evra, na 202,19 evra/MWh, dok je Hrvatska pala za 16,70 evra, na 204,32 evra/MWh. Cena u Albaniji smanjena je za 27,40 evra, na 212,13 evra/MWh, ali je ostala nešto iznad mađarske. Italija je zadržala najvišu cenu među posmatranim tržištima, od 220,27 evra/MWh.
Na terminskom tržištu kretanje je bilo suprotno. Mađarska cena električne energije za 42. nedelju porasla je za 1 evro, na 202 evra/MWh, dok je za 43. nedelju povećana za 3 evra, na 204,50 evra/MWh. Cena za isporuku u novembru porasla je za 3,50 evra, na 212,50 evra/MWh.
Troškovi goriva i emisija podržali su ovakav čvršći trend. Cena gasa na austrijskom čvorištu CEGH porasla je na 77,86 evra/MWh, dok je novembarski gas poskupeo za 2 evra, na 77 evra/MWh. Cena emisijskih jedinica CO₂ u EU povećana je za 0,90 evra, na 84,78 evra po toni.
Za kupce je pad cena za isporuku u sredu doneo određeno olakšanje u pogledu neposrednih troškova nabavke. Terminske cene i dalje ukazuju na skupo snabdevanje tokom novembra, dok velika razlika između cena u Grčkoj i Mađarskoj potvrđuje da će prekogranični kapaciteti ostati ključni za vrednost trgovine. Umereni rast cena u Srbiji, nasuprot snažnim padovima na drugim tržištima, takođe pokazuje da se ovo olakšanje ne prenosi ravnomerno na regionalna tržišta.
