Prețuri negative la electricitate
Prețuri angro sub zero, când producătorii plătesc ca să livreze energie, pentru că oferta inflexibilă depășește consumul.
Prețurile negative la electricitate apar când piața se închide sub zero: producătorii plătesc ca să continue să producă, iar consumatorii flexibili sunt plătiți ca să preia energie. Se întâmplă când oferta inflexibilă sau subvenționată depășește consumul plus capacitatea de export și de stocare.
Cauze:
- Sprijinul legat de producție (unele tarife feed-in, creditele fiscale pentru producție, primele mai vechi), care răsplătește producția chiar și la prețuri negative.
- Centralele care trebuie să funcționeze (must-run): nuclearele și centralele pe cărbune cu costuri mari de repornire sau sarcină minimă stabilă, cogenerarea legată de consumul de căldură.
- Producția solară și eoliană mare în perioadele cu consum mic, de obicei în weekendurile însorite de primăvară sau în nopțile cu vânt din zilele libere.
Frecvența lor a crescut puternic. Germania a înregistrat circa 301 ore cu prețuri negative în 2023 și 457 în 2024; Spania, Țările de Jos, Franța și Finlanda au avut și ele câteva sute de ore în 2024–2025. În SUA, SPP, ERCOT West și CAISO au des prețuri nodale negative, în parte pentru că creditul fiscal pentru producție (circa 27,5 USD/MWh) permite eolienelor să liciteze sub zero. Prețurile europene pentru ziua următoare au o limită inferioară de −500 EUR/MWh.
Măsurile de răspuns includ reguli care suspendă sprijinul pe durata prețurilor negative (EEG în Germania pentru centralele noi, regulile UE pentru CfD), mai multă stocare și mai mulți electrolizori, consum flexibil, interconexiuni și limitarea economică a producției. Prețurile negative arată cât valorează flexibilitatea și reduc valoarea capturată de solar, ceea ce influențează prețurile din PPA-uri.
Termeni înrudiți
Toți termenii →- Limitarea producției (curtailment)
Reducerea deliberată a producției unei centrale, de obicei eoliene sau fotovoltaice, sub cât ar putea genera, din cauza constrângerilor de rețea, de piață sau de sistem.
- Ordinea de merit (merit order)
Ierarhizarea centralelor în ordinea crescătoare a costului marginal, folosită pentru a dispeceriza întâi grupurile cele mai ieftine și pentru a stabili prețul de închidere al pieței.
- Piața pentru ziua următoare (PZU)
O licitație angro de energie electrică organizată în ziua dinaintea livrării, care stabilește prețurile și programele orare sau pe sfert de oră pentru ziua următoare.
- Curba rățuștei (duck curve)
Forma consumului net pe parcursul unei zile în rețelele cu mult fotovoltaic: o scădere adâncă la prânz, când producția solară e maximă, urmată de o rampă abruptă seara.
- Tarif garantat de injecție (feed-in tariff)
O politică ce garantează producătorilor din surse regenerabile un preț fix pe fiecare kWh injectat în rețea, de obicei timp de 15–20 de ani, indiferent de prețurile pieței.
- Surse regenerabile variabile (VRE)
Producție regenerabilă care variază cu vremea și ora din zi, mai ales eolianul și fotovoltaicul, și nu poate fi dispecerizată complet.