Италия впервые получила отрицательные цены на рынке на сутки вперёд: что это говорит о заработке накопителей

Коротко: 14 октября 2026 года на итальянском рынке электроэнергии на сутки вперёд три ценовые зоны впервые в истории закрылись по отрицательной цене. В октябре разница между обеденными «солнечными» часами и вечером доходила до €300 за МВт·ч. Это наглядный пример того, на чём зарабатывает накопитель: дешёвая энергия днём, дорогая вечером.

Что произошло 14 октября

С 13:00 до 15:00 по центральноевропейскому летнему времени зоны Сицилия, Калабрия и Юг закрылись по цене −€0,01 за МВт·ч. Одновременно зона Центр-Юг стоила €46,87, а Север и Центр-Север — €194,98 за МВт·ч. Средневзвешенная цена в эти часы составила €138,19 за МВт·ч.

Сами заявки с отрицательной ценой в Европе не новость: часть станций готова доплатить, лишь бы не останавливаться. Новое для Италии в том, что спрос на юге упал настолько, что такие заявки впервые определили цену. Разница между зонами возникла потому, что пропускная способность линий между ними ограничена: дешёвую южную энергию просто не смогли передать на дорогой север.

Почему это важно: цифры рынка

Отрицательные часы — вершина более широкой тенденции. Единая национальная цена PUN в 2026 году до 16 октября опускалась до нуля 14 часов: 10 часов 1–3 мая, 3 часа 24 мая и 1 час 5 июля. Главный двигатель — рост солнечной генерации.

Валерио Ковиккио, руководитель итальянского направления компании Whes, ожидает, что нулевые цены вернутся весной 2027 года. По его словам, следующие 7 ГВт солнца повлияют на ценовую разницу сильнее, чем предыдущие 7 ГВт: эффект нелинейный. К 2028 году через аукционы ВИЭ и другие механизмы должно подключиться ещё не меньше 10 ГВт.

Сетевые накопители по программе MACSE — 26 ГВт·ч, это примерно 4,3–6,5 ГВт при длительности разряда 4–6 часов — массово заработают только в 2028–2029 годах. Отсюда главный вывод Ковиккио: «Прежде чем накопители сузят ценовую разницу, первые из них успеют хорошо заработать».

Важная оговорка: €300 за МВт·ч — это пик отдельных дней. Для расчёта окупаемости в Италии берут среднегодовую разницу около €100 за МВт·ч. Считать проект по рекордным дням — ошибка.

Что это значит в Беларуси

Оптового рынка с почасовыми ценами в Беларуси нет, а дома с СЭС не продают излишки в сеть по рыночной цене. Но та же экономика доступна через дифференцированный тариф для населения: с 17 до 22 часов — 0,5162 руб./кВт·ч, в остальное время — 0,1807 руб./кВт·ч. Разница около 0,34 руб. на каждый киловатт-час, который батарея зарядила ночью или от солнца и отдала вечером. Как это работает на практике, мы разбирали в статье про арбитраж тарифов, а посчитать свой дом можно в калькуляторе двухставочного тарифа.

Для предприятий батарея работает по другой схеме — снижает заявленную мощность и срезает пики потребления (peak shaving). Об этом — в материале о промышленных накопителях.

Итальянская история показывает и другое: чем больше в системе солнца без хранения, тем дешевле дневная энергия и тем ценнее способность перенести её на вечер. Доля ВИЭ в Беларуси пока небольшая — 4,5 % в 2024 году, — но план на 2030 год — не меньше 9 %. Логика рынка будет той же, просто позже.

Выводы

• Накопитель зарабатывает на разнице цен, а не на самой цене: в Италии октябрьская разница день–вечер доходила до €300 за МВт·ч.
• Для расчёта окупаемости берите средние значения, а не рекордные дни: итальянские инвесторы закладывают около €100 за МВт·ч в среднем за год.
• В Беларуси аналог такой разницы — дифференцированный тариф: 0,5162 против 0,1807 руб./кВт·ч.
• Чем больше солнечных станций в энергосистеме, тем дешевле обеденные часы и тем выгоднее хранение — это видно на примере Италии.

Источник: ESS News, данные оператора рынка GME, комментарии компании Whes.