CP v2

Tag: Neigiamos elektros kainos

  • Vokietijoje vėjas ir saulė aplenkė iškastinį kurą, tačiau neigiamos elektros kainos niekur nedingo

    Vokietijoje vėjas ir saulė aplenkė iškastinį kurą, tačiau neigiamos elektros kainos niekur nedingo

    Vokietijos energetikos pertvarka pasiekė simbolinį lūžį: vėjo ir saulės elektrinės tapo didesniu elektros šaltiniu nei iškastinis kuras. Naujausi energetikos sektoriaus duomenys rodo, kad 2025 metais šie du atsinaujinantys šaltiniai kartu pagamino 44 proc. šalies elektros, o iškastinis kuras liko maždaug vienu procentiniu punktu žemiau.

    Tai ryškus pokytis, turint omenyje, kad nuo 2000 metais priimto Atsinaujinančios energijos įstatymo vėjo ir saulės dalis Vokietijos gamyboje išaugo apie 42 proc. Tuo pat metu anglis, ilgą laiką laikyta svarbiausiu, bet taršiausiu energijos šaltiniu, nuo daugiau nei pusės gamybos smuko iki maždaug 21 proc.

    Šis poslinkis stiprina lūkesčius, kad anglies atsisakymas gali įvykti anksčiau nei numatyta dabar galiojančiame grafike iki 2038 metų. Vis dėlto Vokietijos atvejį komplikuoja ir tai, kad šalis jau užbaigė branduolinės energetikos etapą, o tai reiškia mažiau stabilios bazinės generacijos sistemoje.

    Neigiamos kainos – augantis galvos skausmas

    Nors atsinaujinantys šaltiniai didina energetinę nepriklausomybę ir mažina emisijas, rinka vis dažniau susiduria su neigiamomis didmeninėmis elektros kainomis. Tai nutinka, kai pasiūla viršija paklausą, o dalis gamintojų už elektrą faktiškai turi primokėti, kad ją priimtų tinklas.

    Vėjo ir saulės gamyba priklauso nuo oro sąlygų, todėl pikinė generacija ne visada sutampa su vartojimu. Dėl to dažnėja gamybos ribojimas, kai elektrinių operatoriai laikinai sumažina galią arba visai išjungia parkus, ypač tais atvejais, kai gaminti tampa ekonomiškai nenaudinga.

    2026 metų pirmąjį pusmetį Vokietijoje komercinis gamybos ribojimas, vertinant pagal elektros kiekį, išaugo apie 20 proc. – nuo 1 216 iki 1 463 GWh. Tuo pat metu neigiamų kainų valandų skaičius mažėjo nuo 389 iki 299, o tai rodo, kad problema siejasi ne tik su kainų epizodais, bet ir su sistemos bei paskatų dizainu.

    Kodėl elektrifikacija stringa?

    Vienas iš būdų mažinti išjunginėjimų poreikį – didinti elektros vartojimą tada, kai jos gausu, tai yra spartinti elektrifikaciją. Tačiau Vokietijoje šią kryptį lydėjo prieštaringi sprendimai: atsisakyta teisėkūros iniciatyvų, kurios būtų spartinusios pastatų šildymo perėjimą prie mažiau taršių technologijų.

    Paradoksalu, kad šilumos siurbliai rinkoje vis tiek stiprėja. 2025 metais jie sudarė beveik pusę visų naujų šildymo sistemų pardavimų – 48 proc., o pardavimai siekė 299 000 vienetų, o 2026 metų pirmąjį ketvirtį augo dar 34 proc., palyginti su tuo pačiu 2025 metų laikotarpiu.

    Kitas silpnas taškas – išmaniųjų skaitiklių diegimas. Skelbiama, kad 2024 metais pažangius išmaniuosius skaitiklius turėjo tik apie 2 proc. namų ūkių, todėl daliai vartotojų sudėtinga pasinaudoti lanksčiais tarifais ir automatiškai perkelti vartojimą į valandas, kai elektra pigesnė arba jos perteklius didžiausias.

    Ekspertai pabrėžia, kad ateinančiais metais Vokietijai teks vienu metu spręsti kelias užduotis: sparčiau plėsti tinklus ir kaupimo pajėgumus, tobulinti rinkos taisykles bei kurti realias paskatas vartotojams ir verslui vartoti elektrą tada, kai ją efektyviausia gaminti. Priešingu atveju atsinaujinančios energetikos sėkmę ir toliau lydės brangiai kainuojantys gamybos ribojimai.

  • Neigiamos elektros kainos ir OZE ribojimai Lenkijoje: verslas siūlo 3 išeitis ir laukia proveržio su kaupikliais

    Kas verčia riboti OZE gamybą

    Lenkijos elektros sistemoje vis dažniau susiduriama su situacijomis, kai dėl tinklo apribojimų ir sistemos balansavimo poreikių operatorius nurodo mažinti atsinaujinančios energijos gamybą. Verslas pabrėžia, kad kol sistema remiasi anglimi kūrenamomis elektrinėmis, OZE plėtra neišvengiamai atsitrenkia į technines ribas.

    Anglies blokai turi vadinamąsias minimalias stabilaus darbo ribas, todėl jų neįmanoma greitai išjungti ar sumažinti iki nulio. Pavasarį, kai saulės elektrinės gamina daug, o šilumos poreikis dar išlaiko kogeneraciją, rinkoje lengviau atsiranda perteklius ir daugėja valandų su neigiamomis kainomis.

    Trys kryptys, kurias mini verslas

    Viena iš praktinių priemonių – aktyvesnė elektros pardavimo ir portfelio valdymo strategija, kai gamyba ir pardavimas optimizuojami taip, kad būtų mažinama priverstinio ribojimo rizika. Tokia taktika siejama su profesionaliu prekybos ir balansavimo sprendimų naudojimu, ypač kai kainos svyruoja vis dažniau.

    Antra kryptis – dalyvavimas balansavimo rinkoje, kur tam tikrais atvejais galima valdomai ir už atlygį koreguoti generaciją, prisidedant prie sistemos stabilumo. Tam reikia techninių atnaujinimų ir atitikties operatoriaus reikalavimams, todėl dalis vystomų projektų orientuojami į gebėjimą lanksčiai reaguoti į sistemos signalus.

    Trečia – energijos kaupikliai, kurie, verslo vertinimu, gali reikšmingai pakeisti rinkos dinamiką. Kaupikliai gali sugerti momentinį OZE perteklių, vėliau jį grąžinti į tinklą ir taip mažinti tiek priverstinių ribojimų apimtis, tiek neigiamų kainų valandų skaičių.

    Kada kaupikliai gali pakeisti situaciją

    Rinkos dalyviai prognozuoja, kad pirmasis aiškus kaupiklių poveikis gali pasimatyti jau artimiausiais metais, kai pradės veikti didesni projektai. Kaip pavyzdys minimi pilotiniai sprendimai ir didesnės galios portfeliai, kurie vystomi po laimėtų pajėgumų mechanizmo konkursų, o bendra planuojama įrengtoji galia gali siekti šimtus megavatų.

    Tačiau kartu pabrėžiama, kad kaupyklų pelningumas nėra garantuotas ilgam laikui. Didėjant konkurencijai ir daugėjant baterijų, arbitražo galimybės gali siaurėti, o tada rinka vėl ieškos naujos pusiausvyros tarp OZE plėtros, tinklų pralaidumo ir lankstumo priemonių.

    „Neįmanoma visiškai išvengti ribojimų ir neigiamų kainų, bet jų poveikį galima mažinti aktyvia elektros pardavimo ir balansavimo strategija“, – sakė „Wento“ vadovas Wojciechas Cetnarskis.

    Verslas taip pat akcentuoja hibridinių projektų svarbą, kai keli skirtingi šaltiniai ar kaupikliai dalijasi tuo pačiu prijungimu prie tinklo. Toks modelis gali efektyviau išnaudoti infrastruktūrą, tačiau jam vis dar reikia daugiau aiškumo dėl reguliavimo ir praktinio įgyvendinimo procedūrų.

    Ilgesnėje perspektyvoje OZE plėtrą Lenkijoje lems ne tik gamybos pajėgumai, bet ir paklausa: pramonės, šildymo bei transporto elektrifikacija. Kuo sparčiau augs elektros vartojimas, tuo daugiau atsiras erdvės naujiems atsinaujinančios energetikos projektams ir lankstumo sprendimams.

  • Atsinaujinančios energijos perteklius ir neigiamos kainos: ar centralizuotas šildymas taps išeitimi?

    Europoje daugėjant vėjo ir saulės elektrinių, elektros sistemose vis dažniau fiksuojamos valandos, kai gamyba viršija paklausą. Tokiais momentais rinkoje pasirodo neigiamos kainos, o dalis atsinaujinančių išteklių generacijos ribojama, kad būtų išlaikytas tinklo stabilumas.

    Naujausiose energetikos rinkos tendencijose tai jau nebėra reta išimtis. Vien Lenkijoje 2025 metais skaičiuota 315 valandų su neigiamomis elektros kainomis, o dėl balansavimo priežasčių apribota apie 1,4 TWh atsinaujinančios energijos, tai yra maždaug dukart daugiau nei 2024 metais.

    Kas išjungia OZE ir kodėl

    Dauguma ribojimų atsiranda ne todėl, kad fiziškai trūktų laidų ar transformatorių, o todėl, kad sistemai stinga lankstumo. Kai paklausa maža, o saulės ar vėjo generacija didelė, operatoriams prireikia greito sprendimo, kaip subalansuoti gamybą ir vartojimą.

    Tokiose situacijose ribojimas tampa technine priemone, tačiau ekonomiškai jis reiškia prarastą pigią energiją. Be to, dažnėjant neigiamoms kainoms, investuotojai ir operatoriai vis dažniau ieško būdų, kaip perteklių „sugerti“ vietoje, užuot jį tiesiog atjungus.

    Centralizuotas šildymas kaip lankstumo „vartotojas“

    Viena realiausių krypčių yra centralizuotas šilumos sektorius, galintis laikiną elektros perteklių paversti šiluma. Lenkijos koncesijuotos šilumos įmonės 2024 metais pagamino apie 102 TWh šilumos, o vartotojams per tinklus patiekta apie 57,4 TWh, tai rodo didelę sektoriaus apimtį ir galimybes absorbuoti papildomą energiją.

    Elektros perteklių šilumos ūkyje leidžia panaudoti vadinamosios Power-to-Heat technologijos: elektrodiniai katilai, varžiniai elektriniai katilai, didelio masto šilumos siurbliai ir šilumos akumuliavimo talpyklos. Jų esmė paprasta: kai elektra pigi arba su neigiama kaina, ji paverčiama šiluma ir sukaupiama vėlesniam panaudojimui.

    Kam tai naudinga ir kas trukdo

    Elektros sistemai tai reiškia valdomą paklausą, kurią galima įjungti būtent tada, kai perteklius didžiausias. Šilumos gamintojams tai galimybė dalį šilumos pasigaminti ne iš iškastinio kuro, o iš rinkoje atsirandančios pigios elektros, taip mažinant priklausomybę nuo kuro kainų ir taršos kaštų.

    Vartotojams tai teoriškai galėtų reikšti lėtesnį šilumos kainų augimą, jei reguliavimas leistų operatyviai išnaudoti valandines kainas ir šilumos kaupimą. Tačiau praktikoje svarbi kliūtis išlieka tinklų ir galios dedamosios mokesčių struktūra: ji gali „suvalgyti“ pigios elektros pranašumą būtent tomis valandomis, kai sistema labiausiai nori papildomo vartojimo.

    Dėl to vis dažniau akcentuojama, kad Power-to-Heat turėtų būti vertinama ne tik kaip vietinis šilumos gamybos sprendimas, bet ir kaip visos energetikos sistemos infrastruktūros dalis. Kuo daugiau atsiras lankstaus vartojimo ir šilumos kaupimo projektų, tuo rečiau atsinaujinančios elektrinės bus priverstinai ribojamos, o neigiamos kainos taps lengviau suvaldomu rinkos signalu.

  • Europoje vis dažniau išjungiami saulės moduliai: tinklai nespėja, o elektros kainos krenta žemiau nulio

    Saulės energijos perteklius tampa problema

    Europoje per pastarąjį dešimtmetį sparčiai išaugo saulės elektrinių skaičius, o vasaros mėnesiais fotovoltika daugelyje rinkų tapo vienu svarbiausių elektros šaltinių. Tačiau elektros tinklų plėtra ir modernizavimas nespėja paskui gamybos augimą, todėl vis dažniau susiduriama su pertekline generacija.

    Šis disbalansas ypač išryškėja saulėtomis dienomis, kai gamyba piko valandomis viršija paklausą. Tada sistemos operatoriai, siekdami išlaikyti tinklo stabilumą, riboja gamybą, o dalis pagamintos žalios energijos taip ir nepatenka į rinką.

    Kodėl gamintojai priversti stabdyti elektrines?

    Esminė priežastis yra ribotas tinklų pralaidumas ir vietiniai „butelio kakliukai“, kai elektros perteklius susidaro konkrečiuose regionuose, bet negali būti patikimai perduotas ten, kur energijos reikia. Prie to prisideda ir lėtesnės investicijos į transformatorių pastotes, linijas bei tinklo skaitmenizavimą.

    Didelę įtaką daro ir rinkos kainodara: kai saulės generacija staigiai padidina pasiūlą, didmeninė elektros kaina kai kuriose biržose laikinai nukrenta žemiau nulio. Tai reiškia, kad gamintojams gali tekti primokėti už elektros patekimą į sistemą, todėl dalis jų renkasi laikinai išjungti įrenginius.

    „Naujų pajėgumų augimas lėtėja, investicijų grąža spaudžiama žemyn, o rekordiniu mastu energija švaistoma, nes perdavimo tinklai nepajėgia suvaldyti gamybos šuolio“, – sakė situaciją apibendrinęs energetikos rinkos stebėtojas.

    Ką tai reiškia vartotojams ir energetikos politikai?

    Paradoksalu, tačiau situacija kelia klausimų ir vartotojams: vienu metu jie tikisi pigesnės elektros, tačiau kartu sistemoje atsiranda papildomų kaštų. Jie susiję su tinklų balansavimu, kompensacijomis už priverstinį gamybos ribojimą ir būtinybe sparčiau investuoti į infrastruktūrą.

    Sprendimų kryptys aiškios, bet reikalauja laiko: greitesnė perdavimo ir skirstymo tinklų plėtra, energijos kaupimo pajėgumai, lankstesnis vartojimas ir pramonės elektrifikacija. Europos Komisija yra skelbusi, kad iki 2040 metų elektros tinklams Europoje reikės maždaug 1,2 trilijono eurų investicijų, nes be jų didėjanti atsinaujinančios energijos dalis bus vis sunkiau integruojama.

    Kol šios priemonės nebus įgyvendintos pakankamu mastu, saulės elektrinių „išjungimai“ ir neigiamos kainos išliks vis dažnesnis reiškinys. Tai signalas, kad energetikos transformacijoje vien naujų generacijos pajėgumų nebeužtenka, reikia lygiagrečiai stiprinti tinklus ir kaupimą.

  • Lenkijoje per šventinį savaitgalį elektra atpigo iki minusinių kainų: kodėl tai kartojasi ir ką keičia

    Per šventinį gegužės pradžios savaitgalį Lenkijos didmeninė elektros rinka užfiksavo dar vieną istorinį epizodą: dalį dienos kainos tapo neigiamos. Tai reiškia, kad tam tikrais 15 minučių intervalais gamintojai faktiškai primokėjo už tai, jog energija būtų paimta iš tinklo, nes pasiūla viršijo paklausą.

    Pagal viešai skelbiamus Lenkijos operatoriaus ir rinkos duomenis, gegužės 1 dieną apie 14.15–14.30 valandą vidutinė rinkos kaina krito iki maždaug minus 340 eurų už megavatvalandę. Neigiamos kainos tą dieną išsilaikė iki vėlyvos popietės, kol ėmė mažėti saulės elektrinių generacija.

    Kodėl kainos tapo neigiamos?

    Pagrindinė priežastis buvo tipiška ilgojo savaitgalio kombinacija: sumažėjęs vartojimas ir labai didelė saulės elektrinių gamyba dienos metu. Kai pramonė ir dalis paslaugų sektoriaus dirba mažesniais pajėgumais, elektros sistemoje staiga atsiranda perteklius, kurį ne visada pavyksta greitai „sugerti“.

    Tuo pat metu vėjo energetika šįkart nebuvo pagrindinis pertekliaus šaltinis, nes vėjo sąlygos buvo prastesnės. Galia iš vėjo elektrinių krito iki kelių šimtų megavatų, nors šalyje įrengta vėjo elektrinių galia siekia daugiau nei 11 gigavatų.

    Saulės elektrines teko riboti

    Didžiausias spaudimas teko fotovoltikai: piko metu saulės elektrinės generavo daugiau nei 10 gigavatų, tačiau operatoriui dalį gamybos teko riboti ne rinkos būdu. Tokie sprendimai taikomi siekiant išlaikyti sistemos balansą ir tinklo saugą, kai vien kainos signalo nepakanka.

    Lenkijos perdavimo sistemos operatoriaus duomenys rodo, kad gegužės 1 dieną saulės generacijos ribojimas kai kuriais momentais viršijo 3 gigavatus. Praktikoje tai reiškia, kad dalis elektrinių buvo priverstinai sumažinusios galią, nors techniškai galėjo gaminti daugiau.

    Ką tai reiškia vartotojams ir rinkai?

    Neigiamos kainos labiausiai aktualios tiems, kurie elektrą perka pagal rinkos kainą, pavyzdžiui, turi dinaminius tarifus. Vis dėlto galutinėje sąskaitoje lemia ne vien energijos komponentas, todėl net ir esant neigiamai biržos kainai vartotojas nebūtinai gaus „minusinę“ sąskaitą, nes išlieka tinklo mokesčiai ir kiti priedai.

    Gamintojams ir investuotojams tai signalas, kad sparčiai augant atsinaujinančiai energetikai vien generacijos plėtra nebėra pakankama. Vis dažniau prireikia lankstumo: energijos kaupimo sprendimų, paklausos valdymo, lankstesnio vartojimo ir platesnio dinaminių tarifų taikymo, kad perteklius būtų panaudojamas, o ne gesinamas ribojimais.

    Lenkijos patirtis rodo tendenciją, kuri ryškėja daugelyje Europos rinkų: saulėtą dieną, kai paklausa maža, kainos gali kristi iki nulio ar žemiau, o vakare, sumažėjus saulės gamybai, vėl šokti aukštyn. Tokie svyravimai skatina rinką ieškoti sprendimų, kurie leistų perkelti vartojimą į dienos piką ir kaupti energiją vakarui.