Cene električne energije na tržištu dan-unapred širom centralne i Jugoistočne Evrope pale su tokom nedeljnog solarnog pika na nulte ili negativne nivoe, pre nego što su se u večernjim satima vratile iznad 225 evra/MWh, ukazujući na sve izraženiji nedostatak fleksibilnosti.
Mađarska, Rumunija, Slovenija i Hrvatska zabeležile su negativne cene oko podneva, dok su Bugarska i Grčka tokom nekoliko sati trgovale oko nule, jer je snažna proizvodnja iz obnovljivih izvora energije naišla na nižu vikend potrošnju.
Prosečna cena električne energije u Mađarskoj iznosila je oko 113,8 evra/MWh, da bi u 13 časova pala na oko -1,5 evra/MWh, a zatim do 20 časova porasla na približno 227,7 evra/MWh.
Rumunija je pratila sličan obrazac, sa padom cene na oko -1 evro/MWh, pre nego što je u večernjim satima dostigla približno 227,7 evra/MWh. Slovenija je pala na -1,18 evra/MWh, a Hrvatska na oko -0,93 evra/MWh, dok su Bugarska i Grčka kasnije dostigle približno 225–227 evra/MWh.
Istovremeno kretanje pokazuje da prekomerna proizvodnja pod uticajem solarne energije postaje regionalna, a ne više izolovana nacionalna pojava.
Interkonektori mogu da preusmere višak proizvodnje, ali njihova sposobnost da apsorbuju taj višak opada kada su i susedna tržišta istovremeno suočena sa prekomernom ponudom.
Suprotan obrazac javlja se nakon zalaska sunca.
Solarna proizvodnja širom regiona istovremeno opada, povećavajući potrebu za hidroenergijom, gasnim i nuklearnim elektranama, baterijama i uvozom, dok se konkurentska tržišta okreću ka istom ograničenom bazenu fleksibilne ponude.
Nastale razlike između dnevnih i večernjih cena jačaju ekonomsku opravdanost baterijskih sistema za skladištenje energije i akumulacionih hidroelektrana, dok istovremeno povećavaju kanibalizaciju cena za samostalne solarne elektrane.
Električna energija koja je oko podneva vredela nula evra po MWh nekoliko sati kasnije u pojedinim tržištima vredela je više od 225 evra/MWh.
Srbija je ostala glavni izuzetak.
Prosečna cena na SEEPEX-u iznosila je oko 60,2 evra/MWh, što predstavlja pad od približno 47% na dnevnom nivou, dok je večernji vrh dostigao oko 134 evra/MWh, znatno manje nego na tržištima centralne i istočne Jugoistočne Evrope.
Ova divergencija ukazuje na i dalje prisutna ograničenja na prekograničnim vezama, kao i na razlike u nacionalnim bilansima ponude i potražnje uprkos širem regionalnom povezivanju tržišta.
Trgovanje 6. septembra dodatno potvrđuje strukturnu promenu koja je već vidljiva širom Jugoistočne Evrope: dodatni solarni kapaciteti sve više stvaraju jeftinu električnu energiju tokom dana, ali ne eliminišu skupu večernju nestašicu.
Za investitore se zato relevantan signal sve više pomera sa dnevne bazne cene ka vrednosti fleksibilnosti.
Region sve više proizvodi dovoljno električne energije iz obnovljivih izvora, ali i dalje nema dovoljno skladišnih kapaciteta, fleksibilne potrošnje i dispečabilne proizvodnje da tu energiju prebaci u sate kada ona ima najveću vrednost.
