Rumunija je pružila najjasniji primer iskrivljene dnevne krive cena u regionu. Bazna cena električne energije za dan unapred na berzi OPCOM 24. jula iznosila je 129,98 €/MWh, uz trgovani obim od 39.454,3 MWh. Međutim, kotirana cena za vršno opterećenje iznosila je svega 90,81 €/MWh, u poređenju sa 169,14 €/MWh za proizvod sa cenom u periodu van vršnog opterećenja, što je jasno pokazalo u kojoj meri je snažna solarna proizvodnja promenila tradicionalni odnos između vršnih i vanvršnih cena.
Cene električne energije u Rumuniji pale su na približno 13,25 €/MWh tokom poslepodnevnog perioda pojačane solarne proizvodnje, pre nego što su do 22.00 dostigle 200,76 €/MWh. Razlika između dnevnog minimuma i maksimuma tako je premašila 187 €/MWh, stvarajući jedan od najizraženijih unutardnevnih raspona u regionalnom tržištu.
Ova inverzija cena ima direktne posledice po vrednovanje projekata iz obnovljivih izvora energije. Solarna elektrana u Rumuniji može izgledati kao da posluje na baznom tržištu sa cenom od 130 €/MWh, ali se veliki deo njene fizičke proizvodnje ostvaruje u satima kada se električna energija prodaje po svega 13–30 €/MWh. Korišćenje aritmetičkog dnevnog proseka kao pokazatelja cene po kojoj solarna elektrana stvarno prodaje svoju proizvodnju zato može značajno preceniti prihode od prodaje električne energije na tržištu, osim ako projekat nije podržan ugovorom za razliku (CfD), ugovorom o otkupu električne energije po fiksnoj ceni (PPA) ili skladištenjem električne energije u neposrednoj blizini elektrane.
Sličan obrazac pojavio se i zapadnije. Cena električne energije u Mađarskoj pala je na 13,52 €/MWh u 14.00, pre nego što je u 21.00 dostigla 200,88 €/MWh. U Sloveniji je cena tokom istog centralnoevropskog sata pala na 13,62 €/MWh, a zatim je u večernjim satima dostigla maksimum od 199,76 €/MWh.
Unutardnevni raspon cena u Mađarskoj dostigao je 187,36 €/MWh, dok je u Sloveniji iznosio 186,14 €/MWh. Teoretski, baterijsko skladište koje bi kupovalo električnu energiju po dnevnom minimumu i prodavalo je po maksimumu ostvarilo bi bruto raspon od gotovo 187 €/MWh. Pri ukupnoj efikasnosti ciklusa punjenja i pražnjenja od 85 odsto, električna energija kupljena po 13,52 €/MWh podrazumevala bi trošak od približno 15,91 €/MWh po megavat-času isporučene električne energije. To bi ostavilo teoretsku bruto energetsku maržu od gotovo 185 €/MWh, pre uračunavanja degradacije baterije, troškova priključenja, naknada za trgovanje i izloženosti troškovima odstupanja od planiranih količina.
Međutim, maksimalni raspon bio je dostupan samo tokom ograničenog perioda i ne može se projektovati na svaki ciklus rada baterije. Sa rastom kapaciteta za skladištenje, očekuje se da će skladišni sistemi istovremeno podizati poslepodnevne cene i smanjivati večernju oskudicu. Ipak, kriva cena od 24. jula pruža snažniji komercijalni signal za kratkotrajnu fleksibilnost nego konvencionalna godišnja prognoza bazne cene. Vrednost skladištenja posebno dolazi do izražaja kada ukupna potrošnja opada, a granična cena električne energije u večernjim satima i dalje prilazi nivou od 200 €/MWh.
Bugarska i Grčka imale su ravniji profil cena. U oba tržišta cene su oko podneva pale na približno 72,23 €/MWh, dok su dnevne maksimume od oko 162,09 €/MWh dostigle tokom jutra. Njihov pad cena izazvan solarnom proizvodnjom bio je stoga značajan, ali znatno manje izražen nego u Rumuniji, Mađarskoj i Sloveniji.
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, s druge strane, tokom većeg dela dana ostala zavisnija od proizvodnje iz gasnih elektrana. Ovaj kontrast naglasio je značaj strukture proizvodnog miksa, kapaciteta za skladištenje i prekograničnih interkonekcija u određivanju intenziteta kojim se solarna proizvodnja pretvara u unutardnevnu volatilnost cena.
