Generarea solară la nivelul UE atinge noi maxime, dar economia acestei generări devine mai puțin directă. (Comisia Europeană)În primul trimestru din 2026, numărul agregat de ore cu prețuri negative pe piețele day-ahead din UE-27 a ajuns la 1,223, față de 593 cu un an înainte. Spania a înregistrat 347 dintre aceste ore, în timp ce mai multe piețe nordice au avut mai puține prețuri negative decât înainte. (pv magazine)
Titlul poate fi citit ușor ca încă o poveste despre surplusul de energie regenerabilă. Este doar o parte din explicație. Prețurile negative apar de obicei când coincid mai mulți factori: generare puternică, cerere slabă, capacitate limitată de a muta electricitatea peste granițe sau prin rețea și flexibilitate insuficientă în alte părți ale sistemului. Solarul este adesea implicat deoarece producția lui este concentrată la mijlocul zilei, dar rareori este singurul motiv pentru care prețurile scad sub zero.
Pentru proiectele solare, problema mai importantă începe înainte ca prețurile să devină efectiv negative.
Când mai mult solar înseamnă valoare de captare mai mică
Prețul angro mediu nu reflectă neapărat valoarea de piață a producției unei centrale solare. Generarea solară este concentrată în orele de lumină, iar acestea sunt din ce în ce mai des aceleași ore în care volume mari de energie PV intră simultan în piață. Pe măsură ce oferta de la prânz crește, prețul din acele ore poate scădea chiar dacă media mai largă a pieței rămâne relativ puternică.
Asta trebuie să arate capture price. Solar capture price este prețul angro ponderat cu generarea în orele în care solarul produce. Capture rate compară această valoare cu prețul mediu de piață din aceeași perioadă.
Diferența devine tot mai greu de ignorat. Datele LSEG citate de Reuters au arătat că prețurile medii de captare solară în Germania, Franța, Țările de Jos, Belgia, Italia și Spania în prima jumătate a anului 2026 au fost cu aproximativ 42% mai mici decât în aceeași perioadă din 2023. (Reuters)
Kpler a raportat, de asemenea, rate de captare solară neobișnuit de slabe în mai multe piețe europene în primăvara lui 2026, cu diferențe mari între țări și anotimpuri. (Kpler)
Acest lucru contează cel mai imediat pentru proiectele merchant, care sunt expuse direct la prețurile angro. PPA-urile, CfD-urile și alte mecanisme de sprijin pot atenua sau remodela acea expunere, dar nu fac să dispară semnalul de piață de la bază. Valorile de captare mai mici pot influența în continuare modul în care sunt prețuite contractele viitoare și cum sunt finanțate proiectele noi.
Franța arată cât de repede se poate muta acest lucru din prețurile de piață în operarea centralelor.
Până la sfârșitul lui 2025, Franța continentală avea 30.4 GW de capacitate solară instalată, după ce adăugase 5.9 GW în cursul anului. RTE a raportat aproximativ 1.6 TWh de modulare a producției solare în 2025, de circa două ori și jumătate nivelul înregistrat în 2024. (RTE)
În perioadele cu prețuri negative, în mod specific, RTE estimează că aproximativ 3 TWh de generare eoliană și solară nu au fost produși în 2025. Aproximativ 1.6 TWh au provenit din solar și circa 1.3 TWh din eolian onshore. RTE leagă creșterea de prețurile negative mai frecvente, de producția solară în creștere în Franța și în piețele vecine și de ponderea tot mai mare a capacității regenerabile capabile să reducă producția ca răspuns la condițiile de piață. (RTE)
Politica se mișcă în aceeași direcție. Un ordin francez datat 20 iulie 2026 reduce pragul de dimensiune pentru instalațiile acoperite de aceste prevederi de oprire de la 10 MW la 1 MW. Proiectele peste 5 MW, sau 5 MWp pentru instalații fotovoltaice, sunt acoperite de la 1 decembrie 2026. Proiectele între 1 MW și 5 MW, sau între 1 MWp și 5 MWp pentru PV, urmează de la 1 martie 2027. (Légifrance)
Unde se potrivesc bateriile
Odată ce centralelor regenerabile li se cere să răspundă mai activ la prețuri scăzute sau negative, întrebarea se îndreaptă natural către stocare.
Dacă o parte a problemei este că electricitatea ajunge la momentul nepotrivit, o baterie poate muta o parte din ea.
Un proiect solar-plus-storage poate încărca atunci când prețurile de la prânz sunt slabe și poate descărca mai târziu, în loc să exporte fiecare megawatt-oră disponibil imediat ce este generat. IEA identifică energy shifting drept unul dintre principalele roluri pe care bateriile le pot juca în sisteme cu ponderi ridicate de eolian și solar, mai ales când producția regenerabilă este puternică și cererea este redusă. (IEA)
Actualizarea electrică mid-year 2026 a IEA indică, de asemenea, spread-uri de preț intrazilnice mai largi în mai multe piețe europene și valoarea pe care aceste spread-uri o pot crea pentru resurse flexibile precum bateriile și demand response. (IEA)
Pentru o centrală solară, acest lucru poate îmbunătăți momentul vânzărilor. Electricitatea care altfel ar fi exportată într-o perioadă de preț slab poate fi păstrată pentru mai târziu. O parte din energia care ar fi putut fi redusă economic poate fi stocată în schimb. Proiectul nu generează mai multă electricitate solară; schimbă momentul în care o parte din acea electricitate este expusă pieței.
Există limite evidente până unde poate merge acest lucru.
O baterie de 1 MW/2 MWh poate descărca la putere nominală maximă timp de aproximativ două ore. Dacă surplusul de generare solară durează cinci sau șase ore, bateria nu îl poate absorbi pe tot. Dacă intră în perioada de preț scăzut deja parțial încărcată, spațiul disponibil este și mai mic.
Calculul comercial este, de asemenea, mai complicat decât a cumpăra electricitate la cel mai mic preț și a o vinde la cel mai mare. Pierderile round-trip, degradarea, strategia de ciclare, constrângerile de rețea și disponibilitatea bateriei reduc simplitatea acelui spread. O baterie poate câștiga venituri și din servicii auxiliare sau alte piețe, ceea ce înseamnă că folosirea ei pentru o oportunitate poate avea un cost de oportunitate în altă parte.
De aceea veniturile de arbitraj modelate trebuie tratate cu atenție. Un preț negativ la prânz urmat de un preț ridicat seara poate arăta că există un spread valoros. Nu spune cât va câștiga efectiv fiecare proiect de baterie.
Prețurile scăzute la prânz pot reduce costul de oportunitate al încărcării, în timp ce prețurile mai mari mai târziu în zi pot susține veniturile din descărcare.
Stocarea este doar o parte a problemei de flexibilitate
Aceeași limitare apare la nivel de sistem. Bateriile sunt utile atunci când problema poate fi mutată peste câteva ore, dar nu pot elimina un blocaj de transmisie. Dacă stocarea poate reduce congestia depinde de locul unde este conectată, când încarcă și descarcă și de constrângerea specifică din rețea.
Unele probleme de flexibilitate durează și mai mult decât cele câteva ore pentru care bateriile litiu-ion sunt de obicei cel mai potrivite. Altele apar din cerere inflexibilă, constrângeri de generare sau design de piață, nu dintr-un simplu deficit de stocare de scurtă durată.
Cadrul propriu al IEA reflectă acest lucru. Stocarea stă alături de demand response, generare mai flexibilă, solar distribuit controlabil, semnale de preț mai puternice, extinderea rețelei și interconectare. (IEA)
Finlanda și Suedia sunt interesante în această privință. Ambele au înregistrat mai puține ore cu prețuri negative în 2025, iar IEA indică mai mulți contribuitori posibili, inclusiv schimbări în cuplarea piețelor transfrontaliere, stocare suplimentară și generare și consum mai receptive la preț. (IEA)
Valoarea solarului devine mai dependentă de timp
Ceea ce se schimbă este modul în care trebuie înțeleasă valoarea solarului. Producerea unei cantități mai mari de electricitate rămâne importantă, dar megawații-oră anuali spun mai puțin din poveste atunci când volume mari de generare ajung în aceeași fereastră îngustă.
Prețul atașat acelor megawați-oră depinde tot mai mult de moment.
Stocarea în baterii oferă proiectelor solare o anumită capacitate de a schimba acel moment, motiv pentru care valoarea ei crește pe măsură ce prețurile de la prânz slăbesc și spread-urile intrazilnice se lărgesc. Dar bateriile pot muta doar electricitatea care încape în ele și doar pe orizontul de timp pentru care sunt proiectate.
Piața solară europeană intră astfel într-o etapă în care generarea cu cost redus singură nu mai este suficientă pentru a descrie valoarea unui proiect. Contează tot mai mult când ajunge acea generare în sistem, cât este dispusă piața să plătească pentru ea și câtă flexibilitate există pentru a o muta în alt moment.
