W II kwartale 2026 roku Hiszpania i Portugalia odnotowały najwięcej godzin z ujemnymi cenami energii elektrycznej w Europie. W Hiszpanii cena była poniżej zera przez 596 godzin, w Portugalii przez 462. Wynika to z raportu European Power Market Outlook Q3 2026 firmy Montel, o którym informuje pv magazine.
Liczby
- Hiszpania: 596 godzin z ujemną ceną.
- Portugalia: 462 godziny.
- Francja: 370 godzin.
- Grecja: 317 godzin.
- Rynki nordyckie miały znacznie mniej okresów z ujemnymi cenami.
Dla porównania: kwartał ma około 2180 godzin. W Hiszpanii cena była poniżej zera przez ponad jedną czwartą tego czasu, głównie w okolicach południa.
Skąd się to wzięło
W II kwartale europejska produkcja energii słonecznej pobiła poprzedni rekord o prawie 20%. Stabilna pogoda wyżowa i duże nasłonecznienie powodowały powtarzające się nadwyżki w południe, które zepchnęły ceny intraday do rekordowo niskich, ujemnych poziomów. Pod koniec kwietnia ceny na niektórych rynkach zbliżyły się do technicznego minimum wynoszącego −500 €/MWh. Od tego czasu to minimum obniżono do −600 €/MWh.
Różnice między krajami wynikają z tempa wzrostu mocy zainstalowanej w fotowoltaice oraz z tego, jak zapotrzebowanie rozkłada się w ciągu dnia. Półwysep Iberyjski łączy dużo fotowoltaiki z ograniczonymi połączeniami transgranicznymi z resztą Europy, więc południowe nadwyżki nie mają dokąd odpłynąć.
Tanio w południe, drogo wieczorem
Ten sam kwartał pokazał też drugą stronę medalu. Podczas fali upałów pod koniec czerwca ceny dobowe i tygodniowe w Hiszpanii wielokrotnie przekraczały 100 €/MWh, tuż po okresie ujemnych cen w południe. W Niemczech ceny wieczorem sięgały ponad 600 €/MWh. Różnica między słonecznym popołudniem a wieczornym szczytem rośnie, a właśnie na tej różnicy zarabiają elastyczne zasoby.
Elastyczność przenosi się na rynek intraday i bilansujący
Montel zauważa zmianę zachowań: część elastycznych elektrowni cieplnych, operatorów magazynów energii i odbiorców przemysłowych nie składa już ofert po ujemnych cenach na aukcji day-ahead. Zamiast tego zachowują swoją moc na rynki intraday lub bilansujące. Może to zwiększyć zmienność cen intraday i podnosi zapotrzebowanie na elastyczność, która szybko reaguje. Jako działania strukturalne raport wskazuje wzmocnienie sieci, mniejsze strefy cenowe oraz szybsze ograniczanie produkcji (curtailment) i redysponowanie.
Co to oznacza dla Twoich projektów
Instalacja PV, która dalej oddaje energię do sieci przy ujemnych cenach, płaci za to, że produkuje. Bateria, która działa tylko według stałego harmonogramu, przegapia godziny, które mają znaczenie. System EMS, który planuje z wyprzedzeniem na podstawie cen day-ahead, ogranicza produkcję PV, gdy cena spada poniżej zera, ładuje magazyn z południowej nadwyżki i rozładowuje go w wieczornym szczycie, zamienia tę zmienność w przychód. System EMS Voltmasters robi to niezależnie od marki, co kwadrans. W Hiszpanii i Portugalii korzysta z lokalnych cen rynkowych, spełnia wymagania lokalnych operatorów sieci dystrybucyjnych i działa po hiszpańsku i portugalsku.
Zapowiedź tego, co czeka resztę Europy
Półwysep Iberyjski nie jest wyjątkiem, jest po prostu o krok dalej. Każdy rynek, na którym fotowoltaika przybywa szybciej niż elastyczność, zobaczy więcej godzin poniżej zera i ostrzejsze wieczorne szczyty. Dla instalatorów oznacza to projektowanie każdej nowej instalacji PV od pierwszego dnia z myślą o ograniczaniu produkcji i magazynowaniu energii, zamiast dokładać je później.
Następny krok
Pracujesz nad projektem PV lub magazynu energii, w którym inteligentne sterowanie może zrobić różnicę? Skontaktuj się z nami lub dowiedz się więcej o systemie EMS Voltmasters.
Źródło: Spain and Portugal record Europe's highest number of hours with negative electricity prices in Q2 (pv magazine, 6 października 2026, w języku angielskim), na podstawie raportu European Power Market Outlook Q3 2026 firmy Montel.