Umaabot sa mga bagong pinakamataas na antas ang produksyon ng solar power sa buong EU, ngunit nagiging mas hindi diretso ang ekonomiya ng pagbuo nito. (Komisyon sa Europa)Sa unang quarter ng 2026, umabot sa 1,223 ang kabuuang bilang ng oras na may negatibong presyo sa mga EU-27 day-ahead market, mula sa 593 a noong nakaraang taon. Nagtala ang Spain ng 347 sa mga oras na iyon, samantalang mas kaunting negatibong presyo ang nakita ng ilang Nordic market kaysa dati. (pv magazine)
Madaling basahin ang pamagat bilang isa na namang kuwento tungkol sa sobrang suplay ng nababagong enerhiya. Bahagi lamang iyon nito. Karaniwang lumilitaw ang negatibong presyo kapag nagsasabay ang ilang bagay: malakas na generation, mahinang demand, limitadong kakayahang ilipat ang kuryente sa mga hangganan o sa grid, at kulang na flexibility sa ibang bahagi ng sistema. Madalas na kasama ang solar dahil nakatuon ang output nito sa kalagitnaan ng araw, ngunit bihira itong maging tanging dahilan kung bakit bumababa sa zero ang mga presyo.
Para sa mga proyektong solar, nagsisimula ang mas mahalagang usapin bago pa talaga maging negatibo ang mga presyo.
Kapag Mas Maraming Solar ang Nangangahulugan ng Mas Mababang Capture Value
Hindi kinakailangang ipinapakita ng karaniwang wholesale price ang market value ng output ng isang solar plant. Nakatuon ang produksyon ng solar power sa oras ng liwanag, at lalong ang mga oras ding iyon ang sabay-sabay na pagpasok sa merkado ng malalaking dami ng PV na kuryente. Habang tumataas ang suplay sa tanghali, maaaring bumaba ang presyo sa mga oras na iyon kahit nananatiling medyo mataas ang mas malawak na average ng merkado.
Ito ang nilalayong ipakita ng capture price. Ang presyong nakukuha ng produksyon ng solar power ay ang wholesale price na tinitimbang ayon sa generation sa mga oras na may produksyon ang solar. Inihahambing ng capture rate ang bilang na iyon sa karaniwang presyo sa merkado sa kaparehong panahon.
Mas nagiging mahirap balewalain ang pagkakaiba. Ipinakita ng data ng LSEG na binanggit ng Reuters na ang karaniwang presyong nakukuha ng produksyon ng solar power sa Germany, France, Olanda, Belhika, Italya, at Spain sa unang kalahati ng 2026 ay humigit-kumulang 42% mas mababa kaysa sa kaparehong panahon ng 2023. (Reuters)
Nag-ulat din ang Kpler ng hindi pangkaraniwang mahinang solar capture rate sa ilang European market noong tagsibol ng 2026, na may malalaking pagkakaiba sa mga bansa at panahon. (Kpler)
Pinakaagad na mahalaga ito para sa mga merchant project, na direktang nakalantad sa wholesale price. Maaaring bawasan o baguhin ng mga PPA, CfD, at iba pang mekanismo ng suporta ang exposure na iyon, ngunit hindi nito inaalis ang pinagbabatayang signal ng merkado. Maaari pa ring maimpluwensiyahan ng mas mababang capture value ang pagpepresyo ng mga kontrata sa hinaharap at ang pagpopondo sa mga bagong proyekto.
Ipinakikita ng France kung gaano kabilis itong maaaring lumipat mula sa pagpepresyo sa merkado tungo sa operasyon ng planta.
Pagsapit ng katapusan ng 2025, may 30.4 GW na naka-install na solar capacity ang mainland France, matapos magdagdag ng 5.9 GW sa loob ng taon. Nag-ulat ang RTE ng humigit-kumulang 1.6 TWh ng solar-output modulation sa 2025, mga dalawa at kalahating beses ng antas na naitala sa 2024. (RTE)
Partikular sa mga panahon ng negatibong presyo, tinataya ng RTE na humigit-kumulang 3 TWh ng wind at produksyon ng solar power ang hindi naiproduce sa 2025. Humigit-kumulang 1.6 TWh ang mula sa solar at mga 1.3 TWh ang mula sa onshore wind. Iniuugnay ng RTE ang pagtaas sa mas madalas na negatibong presyo, tumataas na produksyon ng solar power sa France at mga kalapit na merkado, at lumalaking bahagi ng renewable capacity na kayang magbawas ng output bilang tugon sa mga kondisyon ng merkado. (RTE)
Kumikilos din sa parehong direksyon ang patakaran. Ang isang French order na may petsang Hulyo 20, 2026 ay nagpapababa sa size threshold para sa mga installation na saklaw ng mga probisyong ito sa shutdown mula 10 MW tungo sa 1 MW. Saklaw mula Disyembre 1, 2026 ang mga proyektong higit sa 5 MW, o 5 MWp para sa photovoltaic installation. Susunod mula Marso 1, 2027 ang mga proyektong nasa pagitan ng 1 MW at 5 MW, o 1 MWp at 5 MWp para sa PV. (Légifrance)
Saan Akma ang mga Baterya
Kapag hinihiling sa mga renewable plant na tumugon nang mas aktibo sa mababa o negatibong presyo, natural na napupunta ang tanong sa imbakan.
Kung bahagi ng problema ay dumarating ang kuryente sa maling oras, kayang ilipat ng baterya ang bahagi nito.
Maaaring mag-charge ang isang solar-plus-imbakan project kapag mahina ang presyo sa tanghali at mag-discharge sa ibang pagkakataon, sa halip na i-export ang bawat available na megawatt-hour sa sandaling malikha ito. Tinutukoy ng IEA ang energy shifting bilang isa sa mga pangunahing gampanin ng mga baterya sa mga sistemang may mataas na bahagi ng wind at solar, lalo na kapag malakas ang renewable output at mababa ang demand. (IEA)
Itinuturo rin ng ulat sa kuryente sa kalagitnaan ng taon ng IEA para sa 2026 ang mas malalaking intraday price spread sa ilang European market at ang halagang maaaring likhain ng mga spread na iyon para sa flexible resources tulad ng mga baterya at pagtugon sa demand. (IEA)
Para sa isang solar plant, maaari nitong mapabuti ang timing ng pagbebenta. Ang kuryenteng kung hindi ay ie-export sa panahon ng mahinang presyo ay maaaring itago para sa ibang pagkakataon. Ang ilang enerhiya na maaaring na-curtail dahil hindi ito matipid ay maaari sa halip na iimbak. Hindi lumilikha ang proyekto ng mas maraming solar electricity; binabago nito kung kailan nalalantad sa merkado ang bahagi ng kuryenteng iyon.
May malinaw na limitasyon kung hanggang saan ito maaaring umabot.
Maaaring mag-discharge ang bateryang 1 MW/2 MWh sa buong rated power nang mga dalawang oras. Kung tumatagal nang lima o anim na oras ang sobrang produksyon ng solar power, hindi kayang tanggapin ng baterya ang lahat nito. Kung papasok ito sa panahon ng mababang presyo na bahagya nang naka-charge, mas maliit muli ang available na headroom.
Mas kumplikado rin ang komersyal na kalkulasyon kaysa pagbili ng kuryente sa pinakamababang presyo at pagbebenta nito sa pinakamataas. Binabawasan ng mga pagkalugi sa round trip, degradation, estratehiya sa cycle, mga limitasyon ng grid, at availability ng baterya ang kasimplehan ng spread na iyon. Maaari ring kumita ang baterya mula sa mga serbisyong pantulong o iba pang merkado, kaya ang paggamit nito para sa isang oportunidad ay maaaring may opportunity cost sa ibang lugar.
Ito ang dahilan kung bakit kailangang maingat na tratuhin ang mga na-modelong kita sa arbitrage. Maaaring ipakita ng negatibong presyo sa tanghali na sinusundan ng mataas na presyo sa gabi na may mahalagang spread. Hindi nito sinasabi kung magkano talaga ang kikitain ng bawat proyekto ng baterya.
Maaaring bawasan ng mababang presyo sa tanghali ang opportunity cost ng pag-charge, habang ang mas mataas na presyo sa bandang huli ng araw ay maaaring sumuporta sa kita mula sa pag-discharge.
Isang Bahagi Lamang ang Imbakan ng Problema sa Flexibility
Lumitaw ang parehong limitasyon sa antas ng sistema. Kapaki-pakinabang ang mga baterya kapag maililipat ang problema sa mga oras, ngunit hindi nila maaalis ang bottleneck sa transmission. Kung makababawas ang imbakan sa congestion ay nakadepende sa kung saan ito konektado, kailan ito nagcha-charge at nagdi-discharge, at sa partikular na constraint sa network.
Ang ilang problema sa flexibility ay tumatagal din nang mas mahaba kaysa sa ilang oras na karaniwang pinakaangkop para sa lithium-ion na baterya. Ang iba naman ay nagmumula sa hindi flexible na pangangailangan at mga limitasyon sa produksyon, o disenyo ng merkado sa halip na simpleng kakulangan ng short-duration imbakan.
Ipinapakita rin ito ng sariling framework ng IEA. Katabi ng imbakan ang pagtugon sa demand, mas flexible na generation, nakokontrol na distributed solar, mas malalakas na signal ng presyo, pagpapalawak ng grid, at interconnection. (IEA)
Kawili-wili ang Finland at Sweden sa bagay na ito. Pareho silang nagtala ng mas kaunting oras na may negatibong presyo sa 2025, at itinuturo ng IEA ang ilang posibleng salik, kabilang ang mga pagbabago sa pag-uugnay ng merkado sa pagitan ng mga bansa, karagdagang imbakan, at mas price-responsive na generation at consumption. (IEA)
Mas Nakadepende sa Oras ang Halaga ng Solar
Ang nagbabago ay ang paraan kung paano kailangang unawain ang halaga ng solar. Mahalaga pa rin ang paglikha ng mas maraming kuryente, ngunit mas kaunti ang naipapakita ng taunang megawatt-hour kapag malalaking dami ng generation ang dumarating sa iisang makitid na time window.
Lalong nakadepende sa timing ang presyong nakakabit sa mga megawatt-hour na iyon.
Binibigyan ng imbakan ng baterya ang mga solar project ng ilang kakayahang baguhin ang timing na iyon, kaya tumataas ang halaga nito habang humihina ang presyo sa tanghali at lumalawak ang intraday spread. Ngunit ang kaya lamang ilipat ng mga baterya ay ang kuryenteng kasya sa mga ito, at sa time horizon lamang na idinisenyo nilang pagsilbihan.
Samakatuwid, pumapasok ang solar market ng Europe sa yugto kung saan hindi na sapat ang low-cost generation lamang upang ilarawan ang halaga ng proyekto. Lalong mahalaga kung kailan dumarating sa sistema ang generation na iyon, kung magkano ang handang bayaran ng merkado para rito, at gaano kalaking flexibility ang mayroon upang mailipat ito sa ibang oras.
