Nowa analiza Aurora Energy Research wykazała, że ​​potrzeba gigantycznych inwestycji w magazyny energii, by zapobiec rosnącej zmienności na rynkach energetycznych. Z jednej strony mamy bowiem okresowo nadprodukcję, z drugiej trzeba gigantycznych zapasów mocy na czas niskiej efektywności OZE. Tylko Holandia potrzebuje 6 GW elastyczności po stronie popytu lub podaży, aby ograniczyć zmienność rynku. 

Ujemne ceny hurtowe energii stają się coraz częstszym zjawiskiem. Oznaczają one sytuację, w której producenci energii są zmuszeni płacić odbiorcom za przyjęcie nadwyżki prądu, zamiast go sprzedawać. To paradoksalny efekt przyspieszonej ekspansji odnawialnych źródeł energii (OZE), takich jak wiatr i słońce, które generują prąd w sposób nieprzewidywalny, zależny od pogody. W 2024 r. w Europie odnotowano rekordowe 7841 godzin z ujemnymi cenami w ciągu pierwszych ośmiu miesięcy 2025r. – prawie dwukrotnie więcej niż rok wcześniej. Największą liczbą takich "incydentów" ma miejsce w krajach północnoeuropejskich, jak Niemcy czy Finlandia. Ten trend, napędzany przez słaby popyt (spadek o 7,7% w 2023 r. do 2678 TWh, zwłaszcza w Niemczech), nadpodaż OZE i ograniczone możliwości magazynowania, zagraża celom klimatycznym UE. W 2023 r. Unia zainstalowała rekordowe 56 GW mocy solarnej – o 40% więcej niż rok wcześniej – ale bez odpowiedniej elastyczności sieci, 57 TWh energii nie mogło trafić do systemu, co stanowi wzrost o 14,5% rok do roku.

Mało elastyczny system 

Ujemne ceny powstają głównie z powodu braku elastyczności systemu elektroenergetycznego. OZE, choć kluczowe dla dekarbonizacji, nie mogą szybko dostosować produkcji do popytu – panele słoneczne i turbiny wiatrowe pracują pełną parą nawet przy niskim zużyciu. Do tego dochodzą subsydia, jak niemiecka ustawa EEG, które w 2025 r. mają kosztować 18,2 mld euro, a do 2029 r. – prawie 23 mld euro, zachęcając do ciągłej produkcji. Słaby popyt gospodarczy, niska elektryfikacja i niewystarczające magazyny energii pogłębiają problem. W Niemczech, liderze OZE, godziny z zerowymi lub negatywnymi cenami wzrosły z 3% w 2023 r. do 5% w 2024 r. Podobnie w Holandii (z 4% do 5%), Szwecji (z 5% do 7%) i Finlandii (z 11 godzin w 2020 r. do ponad 650 w 2024 r.). W Hiszpanii i Portugalii, gdzie ujemne ceny są nowym zjawiskiem odnotowano już 769 takich godzin w 2024 r. 

Konsekwencje dla rynku i konsumentów

Choć "ujemne ceny" brzmią atrakcyjnie dla odbiorców, ich rosnąca częstotliwość zwiększa zmienność rynków. Producenci OZE tracą rentowność, co hamuje inwestycje – w 2025 r. W dodatku dla gospodarstw domowych ceny detaliczne nie spadają, bo regulacje i koszty sieci pozostają wysokie; wręcz przeciwnie, subsydia przerzucane na rachunki podnoszą opłaty.

W kontekście europejskim, Holandia – z ambitnymi celami OZE (do 2030 r. 70% energii odnawialnej) – stoi przed szczególnym wyzwaniem. Według analizy firmy Aurora Energy Research, niska elastyczność systemu może ponad dwukrotnie zwiększyć liczbę godzin z ujemnymi cenami do 2030 r. Obecnie Holandia notuje ok. 4-5% takich godzin, ale prognozy wskazują na gwałtowny wzrost zjawiska. To mogłoby podwoić czas stosowania ujemnych cen, prowadząc do strat dla producentów i niestabilności sieci. A z drugiej strony, analizując podaż energii i niestabilność OZE sama Holandia potrzebuje 6 GW rezerwy, by pokryć zapotrzebowanie w szczycie. 

Aurora podkreśla, że Europa musi przyspieszyć z inwestycjami w infrastrukturę. Do 2050 r. moc wiatrowa i solarowa potroi się, ale i tak cele klimatyczne nie zostaną osiągnięte, bo energia nie będzie mogła być zagospodarowana, a  konieczne będą źródła w podstawie systemu.

Aby złagodzić problem, eksperci proponują wieloaspektowe podejście, zwłaszcza w sferze infrastruktury. Kluczowe to rozwój magazynów energii i realne wdrażanie projektów takich jak elektroliza i produkcja wodoru, która może pochłaniać nadwyżki energii. Elektryfikacja transportu także zwiększy popyt. Wszystkie te działania, wymagające jednak gigantycznych inwestycji, pomogą zagospodarować szczytowe nadwyżki produkcji z OZE.