Regionalno spajanje tržišta električne energije (market coupling) uskladilo je cene u Mađarskoj, Rumuniji, Sloveniji, Hrvatskoj, Srbiji i Albaniji oko 150 evra/MWh 11. avgusta. Međutim, 15-minutne krive cena za 12. avgust pokazuju da je ova konvergencija znatno slabija kada se tržišta analiziraju na nivou pojedinačnih intervala.
Mađarska je dostigla gotovo 265 evra/MWh, Rumunija je skočila na 310 evra/MWh, dok se Bugarska približila 199 evra/MWh. Ova razlika ukazuje da raspoloživi prekogranični prenosni kapacitet nije bio dovoljan da u potpunosti izjednači cene usled večernje nestašice, što pokazuje ograničenja regionalnog povezivanja tržišta tokom perioda zategnute ponude.
Vanredne mere u Rumuniji dodatno dovode u pitanje pretpostavku da kupljeni prenosni kapacitet automatski garantuje fizičku isporuku. Tokom događaja koji ugrožava adekvatnost sistema, operatori prenosnog sistema mogu ograničiti komercijalne razmene kako bi zaštitili sigurnost elektroenergetskog sistema, stvarajući dodatne rizike za učesnike u prekograničnoj trgovini.
Koridor Crna Gora–Italija ima drugačiji profil vrednosti. Nedavne dnevne aukcijske cene u smeru izvoza iznosile su u proseku oko 8,59 evra/MWh, uz podršku trajne cenovne premije na italijanskom tržištu u odnosu na jadranska tržišta. Međutim, letnji deficit električne energije u Crnoj Gori može ograničiti raspoloživost za izvoz čak i kada su cene u Italiji znatno više.
Podmorski interkonektor stoga može imati dve suprotne funkcije: da podrži Crnu Goru uvozom tokom perioda domaće nestašice, ali i da omogući pristup italijanskom tržištu kada EPCG raspolaže viškom hidroenergije ili energije iz vetra. Njegova ekonomska vrednost zato proizlazi iz fleksibilnosti i mogućnosti izbora smera, a ne iz trajno fiksiranog pravca tokova.
Pouzdanost intradnevnog povezivanja tržišta takođe postaje sve važniji faktor u formiranju cena električne energije. Ponavljana otkazivanja i delimična razdvajanja evropskih intradnevnih aukcija početkom avgusta smanjili su mogućnost trgovaca da koriguju prekogranične pozicije. To je posebno značajno u situaciji kada cene u intervalima od 15 minuta mogu da pređu sa nule na 300 evra/MWh u roku od nekoliko sati.
Portfelj koji se oslanja na prognoziranu solarnu proizvodnju, ali nema pouzdan pristup intradnevnom tržištu, zbog toga može biti izložen troškovima debalansa koji značajno premašuju prihod ostvaren prvobitnom day-ahead prodajom. Skladištenje energije može smanjiti fizičku izloženost debalansima, ali ne može u potpunosti nadomestiti nedostupno ili nelikvidno tržišno sučelje.
Šira implikacija je da regionalna integracija tržišta ne eliminiše rizik od promena cena. Kako udeo obnovljivih izvora raste, a intradnevne razlike u cenama se povećavaju, raspoloživost prenosnih kapaciteta, pouzdanost market coupling-a i fleksibilni kapaciteti postaće sve važniji faktori koji određuju stvarnu vrednost prekogranične trgovine električnom energijom.
