Сергей Ермаков 
Энергетические рынки Европы столкнулись с парадоксальной ситуацией: в 2025 году производителям электроэнергии все чаще приходилось доплачивать потребителям, чтобы те забирали излишки. Часы, когда оптовые цены на электричество опускались ниже нуля, стали рекордно частыми, обнажив ключевые проблемы в европейской энергосистеме. Этот тренд отражает фундаментальные сдвиги, происходящие в процессе декарбонизации.
Причиной этого явления стал бурный рост возобновляемых источников энергии. Европа активно вводила в строй новые солнечные и ветряные электростанции, однако развитие сетей и систем хранения энергии не успевало за этими темпами. В результате в периоды низкой потребительской активности или, наоборот, пиковой генерации на фоне сильного ветра или солнца, предложение значительно превышало спрос, обрушивая цены в отрицательную зону.
В 2025 году сразу несколько стран – включая Швецию, Нидерланды, Германию, Испанию, Бельгию и Францию – зафиксировали более 500 часов с отрицательными ценами на электроэнергию. В Германии количество таких часов выросло на 25% по сравнению с 2024 годом, превысив 570. В Испании этот показатель увеличился вдвое, несмотря на растущий спрос, поскольку доля возобновляемых источников в отдельные моменты превышала 55% всей генерации.
Проблема затронула континент неравномерно. Переизбыток энергии ощущался и на севере Европы, богатом ветряной и гидрогенерацией, и в центральных странах, таких как Германия, где узкие места в передающих сетях «запирали» излишки на местах. Южные рынки также столкнулись с этой тенденцией. Например, в Испании установленная мощность солнечной энергетики благодаря субсидиям и масштабным проектам выросла с 9 ГВт в 2020 году до 32 ГВт к концу 2025 года, что и привело к более чем 500 часам нулевых или отрицательных цен за год.
Отрицательные цены создают неоднозначную ситуацию на рынке. С одной стороны, промышленные и частные потребители могут сократить свои расходы на электроэнергию. С другой – производители, особенно в секторе возобновляемой энергетики, теряют доходы. Например, в октябре 2025 года немецкие операторы солнечных станций получали в среднем 71,55 евро за МВт·ч, в то время как средняя рыночная цена составляла 84,40 евро. Такая волатильность ставит под угрозу долгосрочные контракты на поставку электроэнергии (PPA) и может снизить инвестиционную привлекательность новых «зеленых» проектов.
Впрочем, ситуация с переизбытком генерации – это также мощный стимул для развития технологий хранения энергии, таких как промышленные аккумуляторы, и систем гибкого управления спросом. Эти решения позволяют «впитывать» излишки в часы низкой нагрузки и отдавать их в сеть в периоды пикового потребления, сглаживая ценовые колебания. В ближайшие годы тенденция к отрицательным ценам, вероятно, сохранится, поскольку Европа планирует ввести рекордные 89 ГВт новых «зеленых» мощностей в 2025 году для достижения климатических целей.
Однако основной вызов лежит в плоскости инфраструктуры. Около 1700 ГВт новых энергетических проектов уже стоят в очереди на подключение к сетям, которые не справляются с нагрузкой. По оценкам аналитиков, для решения этой проблемы и сокращения «узких мест» к 2040 году потребуются инвестиции в сетевую инфраструктуру в размере около 1,2 триллиона евро. Без масштабной модернизации сетей и пересмотра рыночных правил европейский энергопереход будет и дальше сопровождаться ценовыми парадоксами.
