Solkraftsproduktionen i hela EU når nya rekordnivåer, men ekonomin för denna produktion blir mindre okomplicerad. (Europeiska kommissionen)Under första kvartalet 2026 nådde det sammanlagda antalet timmar med negativa priser på EU-27-marknader för nästa dag 1,223, upp från 593 a året före. Spanien registrerade 347 av dessa timmar, medan flera nordiska marknader såg färre negativa priser än tidigare. (pv magazine)
Rubriken är lätt att tolka som ännu en berättelse om överutbud av förnybar energi. Det är bara en del av bilden. Negativa priser uppstår vanligen när flera saker sammanfaller: hög produktion, svag efterfrågan, begränsad möjlighet att flytta el över gränser eller genom nätet samt otillräcklig flexibilitet på andra håll i systemet. Solkraft är ofta inblandad eftersom produktionen är koncentrerad till mitt på dagen, men den är sällan det enda skälet till att priserna faller under noll.
För solkraftsprojekt börjar den viktigare frågan innan priserna faktiskt blir negativa.
När mer solkraft innebär lägre fångstvärde
Det genomsnittliga grossistpriset återspeglar inte nödvändigtvis marknadsvärdet av en solanläggnings produktion. Solkraftsproduktionen är koncentrerad till dagsljuset, och det är allt oftare samma timmar som stora mängder PV-kraft kommer in på marknaden samtidigt. När utbudet mitt på dagen ökar kan priset under dessa timmar falla även om det bredare marknadsgenomsnittet förblir relativt starkt.
Det är detta fångstpriset ska visa. Solkraftens fångstpris är det produktionsviktade grossistpriset under de timmar då solkraft produceras. Fångstgraden jämför denna siffra med det genomsnittliga marknadspriset under samma period.
Skillnaden blir allt svårare att bortse från. LSEG-data som Reuters hänvisade till visade att de genomsnittliga fångstpriserna för solkraft i Tyskland, Frankrike, Nederländerna, Belgien, Italien och Spanien under första halvåret 2026 var omkring 42 % lägre än under samma period 2023. (Reuters)
Kpler har också rapporterat ovanligt svaga fångstgrader för solkraft på flera europeiska marknader under våren 2026, med stora skillnader mellan länder och årstider. (Kpler)
Detta spelar mest direkt roll för handelsmarknadsprojekt, som är direkt exponerade mot grossistpriser. PPA:er, CfD:er och andra stödmekanismer kan mildra eller omforma denna exponering, men de får inte den underliggande marknadssignalen att försvinna. Lägre fångstvärden kan fortfarande påverka prissättningen av framtida avtal och finansieringen av nya projekt.
Frankrike visar hur snabbt detta kan gå från marknadsprissättning till anläggningsdrift.
Vid utgången av 2025 hade fastlands-Frankrike 30.4 GW installerad solkraftskapacitet, efter att 5.9 GW tillkommit under året. RTE rapporterade omkring 1.6 TWh modulering av solkraftsproduktion i 2025, ungefär två och en halv gånger nivån som registrerades i 2024. (RTE)
Under perioder med negativa priser specifikt uppskattar RTE att omkring 3 TWh vind- och solkraftsproduktion inte producerades i 2025. Omkring 1.6 TWh kom från solkraft och ungefär 1.3 TWh från landbaserad vindkraft. RTE kopplar ökningen till mer frekventa negativa priser, ökad solkraftsproduktion i Frankrike och grannmarknader samt den växande andelen förnybar kapacitet som kan minska produktionen som svar på marknadsförhållanden. (RTE)
Politiken rör sig i samma riktning. En fransk förordning daterad den 20 juli 2026 sänker storlekströskeln för installationer som omfattas av dessa avstängningsbestämmelser från 10 MW till 1 MW. Projekt över 5 MW, eller 5 MWp för solcellsinstallationer, omfattas från den 1 december 2026. Projekt mellan 1 MW och 5 MW, eller 1 MWp och 5 MWp för PV, följer från den 1 mars 2027. (Légifrance)
Var batterier passar in
När förnybara anläggningar ombeds reagera mer aktivt på låga eller negativa priser går frågan naturligt vidare till lagring.
Om en del av problemet är att elen kommer vid fel tidpunkt kan ett batteri flytta en del av den.
Ett solkraftsprojekt med lagring kan ladda när priserna mitt på dagen är svaga och ladda ur senare, i stället för att exportera varje tillgänglig megawattimme så snart den produceras. IEA pekar ut tidsförskjutning av energi som en av de främsta roller batterier kan spela i system med stora andelar vind- och solkraft, särskilt när den förnybara produktionen är hög och efterfrågan låg. (IEA)
IEA:s eluppdatering i mitten av året 2026 pekar också på större prisskillnader inom dygnet på flera europeiska marknader och det värde som dessa skillnader kan skapa för flexibla resurser som batterier och efterfrågeflexibilitet. (IEA)
För en solanläggning kan detta förbättra tidpunkten för försäljning. El som annars skulle ha exporterats under en period med svaga priser kan behållas till senare. En del energi som annars skulle ha begränsats av ekonomiska skäl kan i stället lagras. Projektet producerar inte mer solel; det förändrar när en del av den elen exponeras för marknaden.
Det finns uppenbara gränser för hur långt detta kan gå.
Ett 1 MW/2 MWh-batteri kan laddas ur med full märkuteffekt i omkring två timmar. Om överskottet av solkraftsproduktion varar i fem eller sex timmar kan batteriet inte absorbera allt. Om det går in i perioden med låga priser redan delvis laddat blir det tillgängliga utrymmet ännu mindre.
Den kommersiella kalkylen är också mer komplicerad än att köpa el till lägsta pris och sälja den till högsta. Förluster tur och retur, degradering, cyklingsstrategi, nätbegränsningar och batteritillgänglighet minskar alla enkelheten i denna prisskillnad. Ett batteri kan också tjäna intäkter från stödtjänster eller andra marknader, vilket innebär att användning för en möjlighet kan medföra en alternativkostnad någon annanstans.
Därför måste modellerade arbitrageintäkter behandlas försiktigt. Ett negativt pris mitt på dagen följt av ett högt kvällspris kan visa att en värdefull prisskillnad finns. Det säger inte vad varje batteriprojekt faktiskt kommer att tjäna.
Låga priser mitt på dagen kan minska alternativkostnaden för laddning, medan högre priser senare på dagen kan stödja intäkter från urladdning.
Lagring är bara en del av flexibilitetsproblemet
Samma begränsning syns på systemnivå. Batterier är användbara när problemet kan flyttas över några timmar, men de kan inte undanröja en överföringsflaskhals. Om lagring kan lätta på överbelastning beror på var den ansluts, när den laddar och laddar ur samt den specifika begränsningen i nätet.
Vissa flexibilitetsproblem varar också längre än de få timmar som litiumjonbatterier vanligtvis är bäst lämpade för. Andra uppstår till följd av oflexibel efterfrågan, produktionsbegränsningar eller marknadsutformning snarare än en enkel brist på kortvarig lagring.
IEA:s eget ramverk återspeglar detta. Lagring står sida vid sida med efterfrågeflexibilitet, mer flexibel produktion, styrbar distribuerad solkraft, starkare prissignaler, nätutbyggnad och sammankoppling. (IEA)
Finland och Sverige är intressanta i detta avseende. Båda registrerade färre timmar med negativa priser i 2025, och IEA pekar på flera möjliga bidragande faktorer, bland annat förändringar i gränsöverskridande marknadskoppling, ytterligare lagring samt mer prisresponsiv produktion och konsumtion. (IEA)
Solkraftens värde blir mer tidsberoende
Det som förändras är hur solkraftens värde behöver förstås. Att producera mer el är fortfarande viktigt, men årliga megawattimmar berättar mindre av historien när stora mängder produktion kommer under samma snäva tidsfönster.
Priset som är knutet till dessa megawattimmar beror i allt högre grad på tidpunkten.
Batterilagring ger solkraftsprojekt en viss möjlighet att ändra denna tidpunkt, vilket är anledningen till att dess värde ökar när priserna mitt på dagen försvagas och prisskillnaderna inom dygnet ökar. Men batterier kan bara flytta den el som ryms i dem och bara över den tidshorisont de är utformade för att betjäna.
Europas solkraftsmarknad går därför in i en fas där lågkostnadsproduktion ensam inte längre räcker för att beskriva projektvärdet. Det som blir allt viktigare är när produktionen når systemet, vad marknaden är villig att betala för den och hur mycket flexibilitet som finns för att flytta den till en annan tidpunkt.
