W tym kwartale ma paść rekord liczby godzin z ujemnymi cenami energii

Zdaniem analityków firmy Montel notowany ostatnio wzrost produkcji energii z fotowoltaiki w Europie sprawia, że obecny kwartał będzie rekordowy dla europejskiego rynku energetycznego pod względem wolumenu godzin z ujemnymi cenami energii.

Ujemne ceny energii elektrycznej to coraz częściej spotykane zjawisko na europejskich giełdach. Powodem jest systematyczny i dynamiczny wzrost zainstalowanego potencjału elektrowni wiatrowych i słonecznych. Te źródła przy sprzyjających dla siebie warunkach pogodowych generują coraz większe nadwyżki energii w systemach energetycznych europejskich państw. Przy braku możliwości ich zagospodarowania powoduje to pojawianie się ujemnych cen energii.

To zjawisko jest widoczne już także w Polsce. Ujemne ceny w notowaniach spotowych na naszej giełdzie energii widać zwłaszcza w czasie dobrego nasłonecznienia i obniżonego, weekendowego zapotrzebowania na prąd w kraju. Wzmożona generacja z elektrowni fotowoltaicznych w Polsce, które mają już 23 GW skumulowanej mocy, staje się coraz większym wyzwaniem dla operatora systemu przesyłowego – Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE). Operator musi równoważyć popyt i podaż energii w kraju i coraz częściej sięga w tym celu po tzw. nierynkowe redysponowanie, zlecając redukowanie mocy, z którą pracują elektrownie PV podłączone do sieci średniego lub wysokiego napięcia.

REKLAMA

Niskie ceny energii stają się także problemem dla właścicieli mniejszych elektrowni fotowoltaicznych – prosumentów rozliczających się w systemie net-billingu. Za nadwyżki energii wysyłane przez nich do sieci w czasie najlepszych warunków pogodowych jest coraz częściej naliczane marginalne wynagrodzenie, a w przypadku ujemnych cen RCE wynagrodzenie jest zerowe i w żaden sposób nie powiększa prosumenckich depozytów.

Tymczasem analitycy Montel prognozują, że ten kwartał okaże się rekordowy na europejskich giełdach pod względem liczby godzin z ujemnymi cenami energii. Wynika to z coraz większych wolumenów energii produkowanej przez elektrownie fotowoltaiczne.

Szwedzi rekordzistami

Analiza wykonana przez Montel pokazała, że w pierwszej połowie 2025 r. najwięcej godzin z ujemnymi cenami energii (w sumie 506) odnotowali Szwedzi w strefie rozliczeniowej SE2. W tym przypadku spadki cen energii miały wynikać nie tylko ze wzrostu zainstalowanego potencjału energetyki słonecznej czy wiatrowej i dobrych warunków hydrologicznych sprzyjających generacji z elektrowni wodnych, ale także z problemów sieciowych, z którymi musiał radzić sobie operator systemu przesyłowego.

Wyjątkowo wysoką liczbę godzin z ujemnymi cenami energii w pierwszym półroczu 2025 r. odnotowały także: Hiszpania (459), Holandia (408), Niemcy (389), Francja (363), Belgia (361), Finlandia (363) oraz Dania w strefie rozliczeniowej DK1 (326).

Fotowoltaika generuje ujemne ceny energii

W większości europejskich krajów ujemne ceny energii w ostatnim kwartale wynikały głównie z wysokich poziomów produkcji energii słonecznej. Największy rynek fotowoltaiczny Europy, czyli Niemcy z zainstalowanym potencjałem PV przekraczającym 100 GW, wyprodukowały w drugim kwartale 2025 r. w sumie 29 TWh energii elektrycznej z fotowoltaiki, co oznaczało wzrost aż o 20% rok do roku.

W dalszej kolejności najwięcej energii z PV wytworzyły Hiszpania (15,8 TWh) i Francja (9,9 TWh). Natomiast największy wzrost generacji fotowoltaicznej w porównaniu do drugiego kwartału zeszłego roku odnotowała Wielka Brytania – wyniósł on aż 40%.

– Prognozujemy, że w trzecim kwartale ujemne ceny energii osiągną rekordowe poziomy w niektórych częściach Europy. Trend ten napędzany jest ciągłą rozbudową mocy w energetyce odnawialnej, szczególnie w energetyce słonecznej, bez adekwatnego wzrostu po stronie popytu – komentuje Jean-Paul Harreman, dyrektor Montel Analytics.

REKLAMA

Analityk Montel zwraca uwagę na coraz większe różnice w zapotrzebowaniu na prąd w słoneczne dni w południe i wieczorami.

W Europie Środkowej i Zachodniej spodziewane są największe różnice między południową produkcją energii słonecznej a wieczornymi szczytami zapotrzebowania. Niemcy, Holandia i Belgia prawdopodobnie będą nadal doświadczać gwałtownie ujemnych cen po południu, po których będą następować wysokie ceny wieczorem, gdy zwiększy się moc elektrowni opalanych paliwami kopalnymi. Podobny wzorzec pojawia się w niektórych częściach Europy Południowo-Wschodniej. Ograniczenia infrastruktury sieciowej i połączeń transgranicznych mogą zmniejszyć zdolność tego regionu do czerpania korzyści z niższych cen na sąsiednich rynkach – ocenia analityk Montel Analytics.

Upały ryzykiem dla konwencjonalnych elektrowni. Problemem może być francuski atom

Komentując bieżącą sytuację w europejskim systemie elektroenergetycznym, analitycy Montel wskazują na problem suszy, która nie tylko negatywnie wpływa na produkcję energii z elektrowni wodnych, ale też może generować w najbliższych tygodniach problemy z chłodzeniem konwencjonalnych elektrowni węglowych czy gazowych, a także elektrowni jądrowych.

Montel wskazuje też na ograniczenia generacji z francuskich elektrowni jądrowych. Analitycy odnotowują przestoje w pracy związane z korozją, a także ryzyka związane ze zbyt wysoką temperaturą wody potrzebną do chłodzenia reaktorów. Potencjalne ograniczenia w zużyciu wody chłodzącej, wywołane podwyższonymi temperaturami rzek, mogą ograniczać generację z elektrowni jądrowych. Problemy z tym związane mogą odczuć systemy energetyczne zależne od francuskiego eksportu. Zdaniem Montel sąsiedzi Francji – zwłaszcza w czasie spadku produkcji energii z fotowoltaiki – mogą być zmuszeni do uruchomienia dodatkowej i droższej krajowej generacji z elektrowni termalnych.

Potencjalne francuskie problemy z energetyką jądrową, w połączeniu z ujemnymi cenami, ryzykami geopolitycznymi, ograniczeniami hydroenergetycznymi i wąskimi gardłami w połączeniach międzysystemowych, mogą tworzyć trudne środowisko dla odbiorców w państwach, które przechodzą na energetykę zeroemisyjną.

Dla odbiorców przemysłowych i dużych konsumentów ten kwartał może przynieść znaczącą niestabilność cenową. Jednoczesne występowanie skrajnie niskich i skrajnie wysokich cen w ciągu dnia, napędzane przez profil produkcji energii słonecznej, ograniczenia w energetyce jądrowej oraz limity infrastrukturalne, stwarza zarówno wyzwania operacyjne, jak i ryzyka związane z zakupem energii. Przemysł energochłonny powinien ściśle monitorować rozwój sytuacji na rynku i oceniać swoje narażenie na szczytowe zdarzenia cenowe, szczególnie w późnych godzinach popołudniowych i wczesnowieczornych – komentuje Jean-Paul Harreman z Montel Analytics.

Piotr Pająk

piotr.pajak@gramwzielone.pl

© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Dalsze rozpowszechnianie artykułu tylko za zgodą wydawcy Gramwzielone.pl Sp. z o.o.