БЕРЛИН (ИА Реалист). Отрицательные цены возникают в периоды, когда предложение электроэнергии превышает спрос: производители фактически платят за то, чтобы сеть приняла их электроэнергию.
По мере быстрого наращивания ветровой и солнечной генерации в Европе без синхронного расширения накопителей, сетей и возможностей гибкого потребления это явление в последние годы стало всё более распространённым.
Германия идёт против тенденции
В 2025 году в Германии было зафиксировано около 573–576 часов отрицательных цен — исторический рекорд. Однако в 2026 году тенденция развернулась. Аналитики Montel указывают, что в первой половине года число часов с отрицательными ценами снизилось с 389 до 299 часов — на 23%. Данные Epex Spot также показывают около 298 часов — почти на 100 часов меньше, чем годом ранее.
Bloomberg объясняет это снижение двумя факторами: усилением спроса на электроэнергию и изменением политики поддержки возобновляемых источников энергии.
Реформа субсидий меняет поведение производителей
Ключевое институциональное изменение — вступивший в силу в феврале 2025 года немецкий Закон о пиковых солнечных нагрузках (Solarspitzengesetz). Как поясняет аналитик Montel Жан-Поль Харреман, новые вводимые в эксплуатацию объекты возобновляемой энергетики немедленно лишаются субсидий, как только оптовая цена становится отрицательной; при цене ровно ноль они всё ещё получают субсидию в полном объёме.
В сочетании с переходом суточного рынка на 15-минутную торговлю в октябре 2025 года это правило создало сильный экономический стимул для операторов возобновляемой энергетики: немедленно прекращать генерацию, как только цена опускается ниже нуля. Харреман отмечает: «Сегодняшняя система создаёт стимул прекращать производство, когда цена ниже нуля. Это помогает не допускать столь глубокого падения цен в отрицательную зону, как в прежние годы».
Данные подтверждают этот сдвиг. В первой половине 2026 года коммерческое ограничение генерации (то есть добровольная остановка производства при нулевых или отрицательных ценах) достигло 1 463 ГВт·ч по сравнению с 1 216 ГВт·ч за аналогичный период 2025 года — рост на 20%. Иными словами, немецкие объекты возобновляемой энергетики не останавливались чаще, а при каждом переходе цены в отрицательную зону из рынка выводился больший объём генерации.
Амплитуда цен, напротив, расширилась
Сокращение часов с отрицательными ценами не означает, что рынок стабилизировался. Напротив, амплитуда колебаний цен значительно расширилась. Данные Rabot Energy показывают, что в первой половине 2026 года минимальная цена достигла минус 499,99 евро за МВт·ч, всего на один евроцент от технического нижнего предела биржи в минус 500 евро. В 2025 году минимум составлял около минус 250 евро, в 2024 году — около минус 135 евро.
Данные S&P Global Energy свидетельствуют, что доступный для аккумуляторных накопителей оптовый ценовой спред в Германии во втором квартале 2026 года в среднем приближался к 200 евро за МВт·ч в сутки, а внутридневные пики превышали 650 евро, что выше показателей Испании и Великобритании.
Рост накопителей ускоряется
Расширение ценовых колебаний стимулирует инвестиции в накопители. По данным DIW Berlin, к концу первой половины 2026 года общая мощность подключённых к сети накопителей в Германии составила около 28 ГВт — примерно 47% средней потребности в электроэнергии. Половина из них — домашние накопители, сопряжённые с крышной солнечной генерацией. Рост крупных аккумуляторных систем в первой половине 2026 года значительно ускорился, тогда как расширение домашних накопителей замедлилось — из-за резкого снижения цен на батареи и значительного роста волатильности рыночных цен.
Fraunhofer ISE отмечает, что в первой половине 2026 года выработка солнечной энергии в Германии достигла рекордных 43,2 ТВт·ч, увеличившись на 10% год к году; солнечная энергетика обеспечила 18,2% общей выработки электроэнергии в Германии.
Расхождение с европейской тенденцией
Германия контрастирует с общим направлением в Европе. Данные S&P Global показывают, что в первой половине 2026 года число часов с отрицательными ценами в пяти странах ЕС было примерно на 2% выше рекордного уровня 2025 года.
Франция зафиксировала наибольшее число часов с отрицательными ценами в Европе — 370 часов в первой половине 2026 года, Испания — 596 часов, Португалия — 462 часа. Италия, где высока доля газовой генерации, часов с отрицательными ценами не зафиксировала.
Bloomberg отмечает, что высокие цены на газ в Германии летом поддерживали цены на электроэнергию, тогда как многолетние максимумы выработки атомной энергии во Франции снижали региональные цены.
Прогноз
Сокращение часов с отрицательными ценами в Германии — наглядный пример того, как корректировка дизайна рынка напрямую меняет поведение производителей. Реформа субсидий и механизм 15-минутной торговли совместно создали своего рода «ценовой барьер»: когда цена опускается ниже нуля, возобновляемая генерация добровольно уходит с рынка, а не продолжает усугублять избыток.
Однако этот механизм порождает и новую проблему эффективности: рост коммерческого ограничения генерации на 20% в первой половине 2026 года означает, что всё больше чистой электроэнергии теряется. Накопители расширяются быстро, но S&P Global отмечает, что лишь около 9% установленной мощности в Германии напрямую подвержено рыночному риску, тогда как в целом по Европе коммерческому риску подвержено около 10–15% солнечных мощностей.
Переход отрицательных цен от «частого появления» к модели «более глубоких, но более коротких» по сути отражает сохраняющуюся недостаточность гибкости системы — накопители и управление спросом ещё не успевают за расширением возобновляемой генерации.
