Rumunska kriva cena električne energije predstavlja jasno upozorenje na rizike vrednovanja proizvodnje ili ugovora o snabdevanju na osnovu jedne dnevne referentne cene. Zemlja sve češće beleži ekstremna intradnevna kretanja cena, pri čemu obilna solarna proizvodnja tokom sredine dana gura cene ka nuli, nakon čega sledi nagli oporavak tokom večernjih sati.
Cene na tržištu OPCOM pale su ispod 20 evra/MWh pre podneva, dostigle nulu u više 15-minutnih intervala i ostale blizu nule nekoliko sati. Nakon 17:00, cene su počele naglo da rastu, premašivši 150 evra/MWh tokom večeri i dostigavši 310 evra/MWh neposredno pre 21:00.
Rumunija se tako može suočiti sa viškom obnovljive energije i izazovima adekvatnosti elektroenergetskog sistema istog dana isporuke. Zemlja je ubrzano povećala solarne kapacitete, kako kroz velike solarne projekte, tako i kroz sve veći broj prosumera. Međutim, ova proizvodnja je snažno koncentrisana tokom dnevnih sati i ima ograničenu mogućnost prilagođavanja tržišnim uslovima.
Istovremeno, jedan od dva nuklearna reaktora u elektrani Černavoda, snage 680 MW, nije raspoloživ, dok se preostali reaktor i dalje suočava sa rizicima povezanim sa rashladnom vodom. Proizvodnja iz hidroelektrana takođe je oslabljena rekordno niskim protokom Dunava i nepovoljnim stanjem akumulacija. Kako solarna proizvodnja tokom večeri opada, Rumunija će stoga možda morati da se osloni na gasne i termoelektrane na ugalj, uvoz, skladištenje energije ili fleksibilnost potrošnje kako bi pokrila nastali manjak.
Očekuje se da domaća potrošnja dostigne oko 7.300 MW, u poređenju sa raspoloživom domaćom proizvodnjom od približno 4.000–4.300 MW tokom najkritičnijih perioda. Iako to ne predstavlja trajni deficit u svakom satu, pokazuje koliko brzo rumunsko tržište može preći sa nultih cena na 300 evra/MWh u okviru jednog dana.
Ovakva situacija stvara posebno jasnu priliku za baterijske sisteme za skladištenje energije. Dvosatna baterija koja bi se punila tokom perioda nultih cena, a praznila u vreme večernjeg vršnog opterećenja, teoretski bi mogla da iskoristi razliku u ceni koja se približava 300 evra/MWh. Stvarni prihodi bili bi niži nakon uračunavanja gubitaka usled ciklusa punjenja i pražnjenja, degradacije baterije, mrežnih naknada, izloženosti debalansima i troškova pristupa tržištu, ali osnovni potencijal za arbitražu ostaje značajan.
Međutim, ovako veliki rasponi cena verovatno neće ostati nepromenjeni kako Rumunija bude povećavala kapacitete za skladištenje. Nadležni organi pripremaju komercijalna odobrenja za 324 MW novih kapaciteta, uključujući 176 MW skladišta energije i 148 MW solarnih i vetroelektrana. Dodatnih 990 MW projekata navodno se nalazi u procesu dokumentacije i validacije.
Kratkoročno, dodatni kapaciteti za skladištenje obezbediće preko potrebnu fleksibilnost rumunskom elektroenergetskom sistemu. Dugoročno, međutim, baterije će se sve više takmičiti za iste periode niskih cena za punjenje i večernje periode pražnjenja. Projekti koji se oslanjaju isključivo na day-ahead arbitražu mogli bi se zbog toga suočiti sa pritiskom na prihode, što će balansne usluge, pomoćne usluge i prihodi povezani sa zagušenjima na mreži učiniti sve važnijim za dugoročnu isplativost investicija.
