Cena uzyskiwana przez fotowoltaikę spada, gdy duża produkcja PV trafia na rynek w tych samych godzinach i obniża ceny hurtowe. Ceny ujemne są najbardziej widocznym sygnałem, ale projekt fotowoltaiczny może tracić względną wartość rynkową także wtedy, gdy ceny pozostają dodatnie.
Produkcja energii słonecznej w UE osiąga nowe rekordy, lecz jej opłacalność staje się mniej oczywista. (Komisja Europejska)
Łatwo uznać to za kolejną historię o nadwyżkach energii z OZE, ale jest to tylko część obrazu. Ceny ujemne pojawiają się zwykle, gdy jednocześnie występują wysoka produkcja, niski popyt, ograniczona możliwość przesłania energii przez granice lub sieć i niedostateczna elastyczność innych zasobów. Fotowoltaika często odgrywa rolę, bo jej produkcja skupia się w środku dnia, ale rzadko jest jedyną przyczyną spadku cen poniżej zera.
Dla projektów PV ważniejszy problem zaczyna się, zanim ceny staną się ujemne.
Więcej fotowoltaiki może oznaczać niższą wartość uzyskiwanej energii
Średnia cena hurtowa nie musi odzwierciedlać wartości rynkowej energii z elektrowni PV. Produkcja skupia się w godzinach dziennych, kiedy coraz więcej instalacji dostarcza energię jednocześnie. Gdy podaż w południe rośnie, cena w tych godzinach może spaść, mimo że średnia dla całego rynku pozostaje stosunkowo wysoka.
To pokazuje cena wychwycona przez fotowoltaikę: średnia cena hurtowa ważona produkcją w godzinach pracy instalacji PV. Wskaźnik wychwytywania porównuje ją ze średnią ceną rynkową w tym samym okresie.
Najbardziej bezpośrednio dotyczy to projektów sprzedających energię na rynku bez długoterminowej ochrony cenowej. Umowy PPA, kontrakty różnicowe (CfD) i inne mechanizmy wsparcia mogą łagodzić lub zmieniać ekspozycję na ceny, ale nie usuwają podstawowego sygnału rynkowego. Niższa cena wychwycona może wpływać na wycenę przyszłych umów i finansowanie nowych projektów.
Francja pokazuje, jak szybko sygnał cenowy przekłada się na pracę elektrowni.
Pod koniec 2025 roku moc fotowoltaiczna we Francji kontynentalnej wynosiła 30,4 GW, po przyroście o 5,9 GW w ciągu roku. RTE odnotowało w 2025 roku około 1,6 TWh ograniczenia lub modulacji produkcji PV — około dwa i pół razy więcej niż w 2024 roku. (analysesetdonnees.rte-france.com)
Według RTE podczas okresów cen ujemnych w 2025 roku nie wyprodukowano około 3 TWh energii wiatrowej i słonecznej: około 1,6 TWh przypadło na PV, a około 1,3 TWh na wiatr na lądzie. RTE wiąże wzrost z częstszymi cenami ujemnymi, większą produkcją PV we Francji i krajach sąsiednich oraz rosnącym udziałem instalacji OZE zdolnych ograniczać produkcję w odpowiedzi na warunki rynkowe. (analysesetdonnees.rte-france.com)
Jaką rolę mogą pełnić baterie
Gdy elektrownie odnawialne muszą aktywniej reagować na niskie lub ujemne ceny, naturalnie pojawia się pytanie o magazynowanie energii.
Jeśli część problemu polega na niewłaściwym czasie dostawy energii, bateria może przesunąć część tej energii na później.
Projekt PV z magazynem może ładować baterię przy niskich cenach w południe i oddawać energię później, zamiast natychmiast sprzedawać każdą wyprodukowaną megawatogodzinę. IEA wskazuje przesuwanie energii w czasie jako jedno z głównych zastosowań baterii w systemach z dużym udziałem wiatru i słońca, zwłaszcza gdy produkcja OZE jest wysoka, a popyt niski. (iea.org)
Aktualizacja prognoz IEA dotyczących energii elektrycznej z połowy 2026 roku wskazuje też na większe różnice cen w ciągu dnia na kilku europejskich rynkach oraz wartość, jaką mogą one tworzyć dla elastycznych zasobów, w tym baterii i odpowiedzi odbiorców. (iea.org)
Dla elektrowni PV oznacza to możliwość korzystniejszego wyboru czasu sprzedaży. Energię, która trafiłaby na rynek przy niskiej cenie, można zachować na później. Część produkcji, którą ograniczono by ze względów ekonomicznych, można zamiast tego zmagazynować. Elektrownia nie wytwarza więcej energii słonecznej; zmienia moment, w którym część tej energii jest sprzedawana.
Możliwości te mają jednak wyraźne granice.
Bateria o parametrach 1 MW/2 MWh może oddawać pełną moc znamionową przez około dwie godziny. Jeśli nadwyżka energii słonecznej utrzymuje się przez pięć lub sześć godzin, bateria nie pochłonie jej w całości. Jeśli na początku okresu niskich cen jest już częściowo naładowana, pozostaje w niej jeszcze mniej miejsca.
Rachunek biznesowy jest też bardziej złożony niż zakup po najniższej cenie i sprzedaż po najwyższej. Straty w pełnym cyklu ładowania i rozładowania, degradacja, strategia pracy, ograniczenia sieci i dostępność baterii zmniejszają teoretyczny zysk z różnicy cen. Bateria może jednocześnie zarabiać na usługach systemowych lub innych rynkach, więc wykorzystanie jej do jednego celu oznacza utratę innej możliwości.
Dlatego modelowane przychody z arbitrażu trzeba interpretować ostrożnie. Ujemna cena w południe i wysoka cena wieczorem pokazują możliwą różnicę cen, lecz nie określają rzeczywistych zarobków każdego projektu bateryjnego.
Niskie ceny w południe mogą zmniejszać koszt alternatywny ładowania, a wyższe ceny później wspierać przychód z rozładowania.
Magazyny to tylko część odpowiedzi na potrzebę elastyczności
Podobne ograniczenie występuje na poziomie całego systemu. Baterie pomagają, gdy problem można przesunąć o kilka godzin, lecz nie usuną wąskiego gardła w sieci przesyłowej. To, czy magazyn złagodzi przeciążenie, zależy od miejsca przyłączenia, czasu ładowania i rozładowania oraz konkretnego ograniczenia sieciowego.
Niektóre potrzeby elastyczności trwają dłużej niż kilka godzin, do których zwykle najlepiej pasują baterie litowo-jonowe. Inne wynikają z mało elastycznego popytu, ograniczeń wytwórczych lub konstrukcji rynku, a nie tylko z braku magazynów krótkoterminowych.
Tak ujmuje to również IEA: magazynowanie jest jednym z narzędzi obok odpowiedzi odbiorców, bardziej elastycznych źródeł wytwórczych, sterowalnej fotowoltaiki rozproszonej, silniejszych sygnałów cenowych, rozbudowy sieci i połączeń międzysystemowych. (iea.org)
Przykładami są Finlandia i Szwecja. W obu krajach w 2025 roku odnotowano mniej godzin z cenami ujemnymi. IEA wskazuje kilka możliwych przyczyn, między innymi zmiany zasad transgranicznego łączenia rynków, dodatkowe magazyny oraz produkcję i zużycie energii bardziej reagujące na ceny. (iea.org)
Wartość energii słonecznej coraz silniej zależy od czasu
Zmienia się sposób oceny wartości fotowoltaiki. Większa produkcja nadal ma znaczenie, ale roczne megawatogodziny nie opisują już całej sytuacji, gdy duża część energii trafia do systemu w krótkim, wspólnym przedziale dnia.
Cena uzyskiwana za te megawatogodziny coraz bardziej zależy od godziny dostawy.
Bateria daje projektowi PV pewną możliwość zmiany tej godziny, dlatego jej wartość rośnie, gdy ceny południowe słabną, a różnice cen w ciągu dnia się zwiększają. Może jednak przenieść tylko tyle energii, ile mieści, i tylko na okres, do którego została zaprojektowana.
Europejski rynek fotowoltaiki wchodzi więc w etap, w którym sama tania produkcja nie wystarcza do oceny projektu. Coraz ważniejsze są czas dostawy do systemu, cena oferowana wtedy przez rynek i dostępna elastyczność pozwalająca przesunąć energię na inną porę.
Powiązany artykuł: dlaczego produkcja PV i wieczorny popyt na energię mogą się rozmijać.
