Перегрузка сетей Испании привела к рекордным потерям 1,2 ТВт·ч солнечной энергии

Рост солнечной генерации уперся в ограничения сети

Фотоэлектрический сектор Испании столкнулся с растущим разрывом между генерирующими мощностями и возможностями энергосистемы принять их выработку. Как сообщает La Vanguardia, в июне 2026 года объем невостребованной электроэнергии достиг рекордных 1,2 ТВт·ч — почти в шесть раз больше, чем годом ранее, и в девять раз больше показателя 2024 года. Рост потерь угрожает экономике проектов, профинансированных исходя из более высоких цен и стабильной выручки.

В июне 2026 года солнечные станции обеспечили рекордные 29,5% всей выработки электроэнергии в Испании. С 2024 года страна ввела 20 ГВт новых фотоэлектрических мощностей — масштаб, который La Vanguardia сопоставляет с запуском 20 атомных электростанций. Расширение сократило выбросы и помогло снизить расходы потребителей, но одновременно усилило перегрузку сети в часы максимальной солнечной генерации.

Доступ к сети стал одним из главных ограничений. По данным отраслевой ассоциации Aelec, у 88% узлов подключения остается менее 1 МВт свободной мощности. Даже при наличии подключения недостаточный дневной спрос и нехватка аккумуляторов не позволяют использовать или сохранить всю доступную электроэнергию.

Нулевые цены и падение доходов

По данным Aurora Research, приведенным La Vanguardia, в 2025 году исключительно из-за сетевых ограничений в систему не удалось интегрировать 892 ГВт·ч. Компания ожидает, что в 2026 году будет потеряно 2,5% всей генерации Испании. Избыток солнечного предложения также вынуждает производителей выставлять электроэнергию по нулевым или отрицательным ценам, когда продолжать работу выгоднее, чем останавливать станции.

По данным Испанского фотоэлектрического союза, в 2025 году на оптовом рынке Испании было 759 часов с нулевыми или отрицательными ценами против 696 часов за весь 2024 год. Средняя цена, полученная солнечными станциями, снизилась на 19,7% — с €42,28 за МВт·ч до €33,95 за МВт·ч. Это напрямую сокращает возможности обслуживания долга у проектов, финансовые модели которых опирались на более высокие рыночные цены.

Одновременно растут расходы на управление системой. Усиленный режим работы, введенный оператором REE для снижения риска отключений, увеличил стоимость устранения технических ограничений и балансирующих услуг на 49%, до €3,77 млрд. Партнер Abencys Энрике Калабуиг заявил La Vanguardia, что при нарушении первоначальных предпосылок по ценам, долгосрочным договорам PPA и финансированию проектам могут потребоваться пересмотр сроков строительства, реструктуризация выплат, дополнительный капитал или изменение операционной модели.

Инвесторы ужесточают отбор

Последствия зависят от региона и структуры контрактов. Среди наиболее пострадавших территорий названы Эстремадура и Сарагоса, хотя станции рядом с доступной точкой подключения могут сохранять прибыльность. Риски также определяются наличием фиксированной цены, необходимых разрешений и понятного пути к коммерческой эксплуатации.

Эти различия уже меняют рынок сделок. Согласно отчету Alvarez & Marsal Spanish Energy Deal Pulse Q1 2026, доля солнечных активов в энергетических сделках Испании сократилась с 70% в 2024 году до 52% в 2025 году. Инвесторы все чаще выбирают действующие или близкие к запуску объекты с подтвержденным подключением, накопителями, PPA или другой защитой от колебаний выручки. Испанская солнечная энергетика сохраняет инвестиционную привлекательность, однако положение в сети и предсказуемость доходов становятся решающими для финансирования и оценки.