Сонце світить, а ціна падає: де й коли вигідно виробляти електроенергію
Більше сонячних і вітрових електростанцій – ще не гарантія більшого доходу. Дослідження Bruegel пояснює роль часу, місця та гнучкості. У матеріалі – три графіки, цифри й висновки для України.
Ключові факти
- 30% електроенергії ЄС у 2025 році забезпечили разом сонячні та вітрові електростанції.
- 625 годин із від’ємними оптовими цінами зафіксовано в Іспанії у 2025 році; у Німеччині – 573.
- У 2024 році Іспанія мала 247 таких годин, а у 2025 році – 625 (+153%).
- Коефіцієнт захоплення ціни сонячною генерацією в окремі місяці знижувався до 20%.
Огляд дослідження Марі Жюже (Marie Jugé), Александера Рота (Alexander Roth) та Георга Захманна (Georg Zachmann), Bruegel, 8 жовтня 2026 року. Графіки та українські висновки – редакційна адаптація Wesfin, не офіційний переклад.
Більше мегаватів – не завжди більше доходів
Європейська енергетика переходить від змагання за нові мегавати до складнішого питання: скільки коштує електроенергія саме в ту годину, коли її виробляє станція? Коли тисячі СЕС працюють одночасно, ціни знижуються саме в сонячні години. Нове дослідження Bruegel показує, чому вирішальними стали географія, час виробництва і гнучкість енергосистеми.
Сонце і вітер дали майже третину електроенергії ЄС
У 2025 році, за наведеними Bruegel даними Ember, сонячні та вітрові станції забезпечили близько 30% виробництва електроенергії ЄС: вітер – 17%, сонце – 13%. Гідроенергетика дала близько 12%, біоенергетика – 6%; решта джерел – приблизно 52%.
Джерело: Bruegel (2026) на основі Ember. Частки округлено.
Проте встановлена потужність – лише одна частина економіки. Електроенергію потрібно передати до споживача саме тоді, коли вона потрібна. Якщо у певному районі та в певні години одночасно виробляється надто багато електроенергії, її ринкова цінність зменшується.
Найсонячніше місце – не завжди найприбутковіше
У Болгарії, Іспанії та Греції середньорічний коефіцієнт використання встановленої потужності СЕС становить орієнтовно 12–14%. Для наземної вітрової генерації Ірландії, Норвегії, Фінляндії та Португалії показник перевищує 30%. Та високий коефіцієнт використання потужності не гарантує найкращої ціни продажу.
Автори показують: східноєвропейські країни та Італія у 2025 році мали порівняно високу ринкову цінність сонячної генерації, адже електроенергія залишалася дорогою саме в години роботи СЕС. У частині північних країн і Франції, навпаки, значні обсяги дешевої гідро- або атомної генерації знижують середній рівень оптових цін.
Ефект знецінення власної генерації
Коли велика кількість сонячних станцій генерує одночасно, вони збільшують пропозицію в ті самі години й знижують ціну власної продукції. В економіці енергоринку це називають канібалізацією ринкової вартості генерації.
За аналізом Німеччини та Іспанії за 2015–2025 роки, в окремі місяці при відношенні сонячного виробництва до споживання понад 20% коефіцієнт захоплення ціни сонячною генерацією опускався до 20%. Це означає, що її середньозважена ціна дорівнювала лише п'ятій частині середньої оптової ціни місяця.
Іспанія і Німеччина: сотні годин із від'ємними цінами
У 2025 році Іспанія зафіксувала 625 годин із від'ємною оптовою ціною, а Німеччина – 573 години. Це приблизно 7,1% та 6,5% усіх годин року. Від'ємна ціна не обов'язково дорівнює збитку кожного окремого виробника: результат залежить від договорів, механізмів підтримки й структури витрат.
Джерело: Bruegel на основі ENTSO-E.
Особливо показова динаміка Іспанії. У 2024 році там було 247 годин із від'ємною ціною, а у 2025-му – 625. За один рік їх стало приблизно на 153% більше. Німеччина, на відміну від Іспанії, стикалася з від'ємними цінами ще у 2015 році, коли таких годин було 111.
Джерело: Bruegel / ENTSO-E. Зростання на 153% – розрахунок Wesfin за оприлюдненими даними.
Гнучкість підвищує цінність відновлюваної енергетики
На думку дослідників, розвиток генерації необхідно поєднувати з розвитком міждержавних з'єднань, накопичувачів та керованого споживання. Так можна переносити енергію від періодів надлишку до періодів дефіциту, а також підвищувати ефективність електричних мереж.
Що це означає для України – коментар Wesfin
Для українських інвесторів практичний висновок полягає в необхідності погодинного моделювання майбутнього активу. Оцінювати СЕС, ВЕС або накопичувач лише за річним виробітком недостатньо. Слід аналізувати ціни по годинах, обмеження мережевого приєднання, можливість накопичити надлишок, власний графік споживання та доступні ринкові послуги.
Поєднання генерації з установками зберігання енергії, керованими промисловими навантаженнями та платформами агрегації може зробити портфель більш керованим і збільшити кількість сценаріїв монетизації. Проте валова виручка не є чистим доходом: потрібно відняти витрати на електроенергію, втрати та деградацію, платежі ринку, небаланси, послуги управління та податки.
Це також пояснює, чому віртуальні електростанції (VPP) повинні об'єднувати не лише батареї, а й зарядні станції електромобілів, теплові насоси, холодильне обладнання та інші гнучкі навантаження.
Першоджерело та автори дослідження: Marie Jugé, Alexander Roth, Georg Zachmann (2026), Where and when it pays: the economic value of solar and wind power placement in Europe, Bruegel, Analysis №27/2026, 8 жовтня 2026 року. Цей текст – самостійний редакційний виклад результатів дослідження з додатковим українським коментарем Wesfin, а не повний переклад оригіналу.
Чому це важливо
Розвиток відновлюваної енергетики потребує інвестицій у накопичення, кероване споживання й мережеву гнучкість. Українські проєкти СЕС, ВЕС і BESS варто оцінювати погодинно з урахуванням реальних витрат і ризиків.
УЗЕ та гнучкість
Системи накопичення енергії, VPP, агрегація та керування гнучкістю як єдиним цифровим ресурсом.
Енергетичні активи Wesfin FlexДжерела
2- Wesfin FlexПервинне джерело
- Додаткове джерело 1Додаткове джерело