Rumunija pokazuje koliko solarna kanibalizacija menja dnevne cene struje u regionu

Rumunija je 24. jula ponudila jedan od najjasnijih primera kako solarna proizvodnja može da „kanibalizuje“ vrednost električne energije kroz promenu oblika dnevne krive cena. Dok bazna cena za dan unapred na berzi OPCOM iznosi 129,98 €/MWh uz promet od 39.454,3 MWh, odnos između vršnih i vanvršnih cena je naglo poremećen: kotirana cena za vršno opterećenje iznosila je svega 90,81 €/MWh, naspram 169,14 €/MWh za proizvodnju u periodu van vršnog opterećenja.

Najveći unutardnevni raspon u regionu

U Rumuniji su cene tokom poslepodnevnog perioda pojačane solarne proizvodnje pale na približno 13,25 €/MWh, da bi do 22.00 dostigle 200,76 €/MWh. Razlika između dnevnog minimuma i maksimuma premašila je 187 €/MWh, čime je rumunsko tržište zabeležilo jedan od najizraženijih unutardnevnih raspona u regionu.

Zašto to menja računicu za obnovljive izvore

Ovakva inverzija ima direktne posledice na vrednovanje projekata iz obnovljivih izvora. Solarnoj elektrani se na prvi pogled može činiti da „radi“ kao bazni proizvođač ako se gleda aritmetički dnevni prosek oko nivoa od 130 €/MWh. Međutim, značajan deo fizičke proizvodnje ostvaruje se upravo u satima kada se električna energija prodaje po cenama od svega 13–30 €/MWh.

Zbog toga korišćenje jednostavnog dnevnog proseka kao pokazatelja cene po kojoj solarna elektrana stvarno prodaje svoju proizvodnju može dovesti do precenjivanja prihoda sa tržišta—osim ako projekat nije obezbeđen ugovorom za razliku (CfD), ugovorom o otkupu po fiksnoj ceni (PPA) ili ako postoji skladištenje električne energije u neposrednoj blizini elektrane.

Sličan obrazac i zapadnije: Mađarska i Slovenija

Sličan efekat pojavio se i zapadnije. U Mađarskoj je cena pala na 13,52 €/MWh u 14.00, pre nego što je u 21.00 dostigla 200,88 €/MWh. U Sloveniji je tokom istog centralnoevropskog sata cena pala na 13,62 €/MWh, a zatim je u večernjim satima dostigla maksimum od 199,76 €/MWh.

Unutardnevni rasponi bili su gotovo identični: u Mađarskoj je iznosio 187,36 €/MWh, a u Sloveniji 186,14 €/MWh. Teoretski posmatrano, baterijsko skladište koje bi kupovalo po dnevnom minimumu i prodavalo po maksimumu ostvarilo bi bruto raspon blizu 187 €/MWh. Uz ukupnu efikasnost ciklusa punjenja i pražnjenja od 85%, trošak kupljene energije pri kupovini od 13,52 €/MWh bio bi oko 15,91 €/MWh po megavat-času isporučene energije—što bi ostavilo teoretsku bruto energetsku maržu od gotovo 185 €/MWh pre svih odbitaka poput degradacije baterije i dodatnih troškova (priključenje, trgovanje i troškovi odstupanja).

Ipak, maksimalni raspon bio je dostupan samo tokom ograničenog perioda i ne može se projektovati na svaki ciklus rada baterije. Kako kapaciteti skladištenja rastu, očekuje se da će sistemi istovremeno podizati poslepodnevne cene i smanjivati večernju oskudicu. I dalje ostaje ključna poruka: kriva cena iz jednog dana pruža jači komercijalni signal za kratkotrajnu fleksibilnost nego konvencionalna godišnja prognoza bazne cene—posebno kada ukupna potrošnja opada dok granična cena u večernjim satima ostaje blizu nivoa od oko 200 €/MWh.

Bugarska i Grčka: ravniji profil zbog strukture miksa

Bugarska i Grčka imale su znatno ravniji profil cena. U oba tržišta cene su oko podneva pale na približno 72,23 €/MWh, dok su dnevni maksimumi od oko 162,09 €/MWh zabeleženi tokom jutra. Pad izazvan solarnom proizvodnjom bio je stoga značajan, ali manje izražen nego u Rumuniji, Mađarskoj i Sloveniji.

Razlike se delimično objašnjavaju strukturom proizvodnje i infrastrukturom: Bugarska bazna proizvodnja iz nuklearnih elektrana, regionalni kapaciteti za prekogranični prenos i rastući kapacitet baterijskih sistema pomogli su da se ograniči dubina poslepodnevnog pada cena. Grčka je tokom većeg dela dana bila zavisnija od gasnih elektrana. Taj kontrast dodatno naglašava koliko miks proizvodnje, kapaciteti skladištenja i prekogranične interkonekcije utiču na to koliko solarna energija pretvara dnevnu volatilnost u realan pritisak na cene.