Отрицателната цена на тока означава, че в даден интервал производителят плаща, за да достави енергията си. В България това вече не е рядкост. По данни на ENTSO-E, обобщени от Capalo AI, часовете с отрицателна цена на пазара „ден напред“ са се увеличили от 11 през 2023 г. на 55 през 2024 г. и 170 през 2025 г. Само за малко повече от седем месеца на 2026 г. те са 166.

За ФЕЦ без премия, която продава енергията си на борсата, всеки такъв интервал е пряка загуба (за централите с премия от ФСЕС сметката е различна – вижте раздела „Централи с премия“). По-долу обясняваме как се стига до отрицателна цена, как да четете статистиката, колко губи централата и какво може да направи собственикът.

Какво е отрицателна цена на пазара „ден напред“

Отрицателна цена е резултат от търга на пазара „ден напред“, при който за даден интервал продавачите плащат, за да доставят електроенергия, а купувачите получават пари, за да я поемат.

В България този пазар се организира от Българската независима енергийна борса (БНЕБ, IBEX). Всеки ден се провежда търг за следващото денонощие. От 1 октомври 2025 г. цените се определят за 15-минутни интервали – тогава в общия европейски пазар „ден напред“ (SDAC) беше въведен 15-минутен пазарен интервал. Така денонощието вече има 96 цени вместо 24.

Цената пада под нулата, когато предлагането в даден интервал надвишава търсенето дори след като гъвкавите участници са намалили производството си. Част от централите не реагират на цената – например малки инсталации без дистанционно управление или големи блокове, за които е по-евтино да платят няколко часа, отколкото да спрат и отново да тръгнат.

Колко често се случва в България

Час с отрицателна цена в тази статия е час, в който цената „ден напред“ за българската пазарна зона е под нулата. От 1.10.2025 г. всеки час има четири 15-минутни цени, а Capalo не уточнява как ги обобщава в часове, затова числото за 2026 г. приемайте като ориентир за тенденцията. Числата са от анализа на Capalo AI, базиран на цените от ENTSO-E:

Година Часове с отрицателна цена
2023 11
2024 55
2025 170
2026 (до началото на август) 166

За две години броят им е нараснал над 15 пъти. През 2026 г. резултатът за цялата 2025 г. е почти достигнат още преди края на лятото.

Часове или интервали: как да четете статистиката

В медиите ще срещнете много различни числа, защото те се броят по различен начин. Преди да сравнявате два източника, проверете четири неща:

  • Часове или 15-минутни интервали. От октомври 2025 г. всеки час на пазара „ден напред“ има четири отделни цени. Един и същ слънчев следобед дава много по-голямо число, ако се броят интервали, а не часове.
  • Само отрицателни или и нулеви цени. Някои източници броят и интервалите с цена точно нула. Проверете дефиницията, преди да сравнявате.
  • Източник на данните. Mediapool съобщи, по данни на БНЕБ, че на пазара „ден напред“ интервалите с отрицателни цени са се увеличили от 42 на 374 през 2023 г. Това е много повече от 11-те часа в анализа на Capalo по данни на ENTSO-E, въпреки че през 2023 г. пазарът още беше почасов. Затова числата от двата източника не бива да се сравняват пряко.
  • Пазарен сегмент. Пазарът „в рамките на деня“ има свои цени и своя статистика, различна от тази на пазара „ден напред“.

Рекордни дни

Отрицателните цени зачестяват през пролетта – в слънчевите дни и особено в почивните, когато потреблението е ниско:

  • 7 април 2024 г. (неделя) – между 3 и 17 ч. борсата отчете 15 последователни интервала с нулеви или отрицателни цени (Mediapool).
  • Април 2026 г. – между 7:30 и 17:30 ч. цените често бяха в диапазона от 0 до −50 €/MWh. В края на месеца цената беше нулева или отрицателна от 8 до 17 ч., а в отделни интервали достигна рекордните −100 €/MWh (Сега).

Защо цените падат под нулата

Основната причина е бързият ръст на слънчевите мощности. По данни на IRENA, цитирани от Capalo AI, в края на 2025 г. в България има 5 910 MW фотоволтаици, от които 1 350 MW са добавени само през 2025 г. В началото на 2026 г. инсталираната мощност вече надхвърля 6,5 GW (Solarplaza).

Всички тези централи произвеждат по едно и също време – около обяд. Когато в слънчев почивен ден потреблението е ниско, а износът и съхранението не могат да поемат излишъка, цената пада до нула и под нея.

Мащабът личи още от април 2024 г., когато директорът на ЕСО очакваше за месеца товар около 3 500 MW при производство 5 800–6 000 MW. Тогава операторът разпореди на ВЕИ производителите да не превишават търговските си графици, а на 3 април например – централите в мрежата на ЕРП Север да работят между 13 и 16 ч. на не повече от 80% от графика си (Smart Energy Trade).

Канибализация: защо ФЕЦ получава по-ниска цена от средната

Ефект на канибализация е явлението, при което много централи от един вид произвеждат едновременно и така свалят цената точно в часовете, в които продават.

Ефектът се вижда ясно в изчисленията на КЕВР. В Решение № Ц-8 от 30 юни 2026 г. регулаторът симулира продажбите на група големи ФЕЦ на пазара „ден напред“ през 2025 г.:

  • средна цена за базов товар: 106,90 €/MWh;
  • постигната среднопретеглена цена от ФЕЦ: 65,68 €/MWh;
  • съотношение (групов коефициент): 0,614.

С други думи, фотоволтаиците са получили около 61% от средната цена на пазара. За периода 1 юли 2026 г. – 30 юни 2027 г. КЕВР определи прогнозна пазарна цена за енергията от слънчеви централи от 70,10 €/MWh при прогнозна цена за базов товар 114,11 €/MWh. Канибализацията вече е заложена и в регулаторните сметки.

Всеки нов мегават слънчеви мощности натиска цената надолу в обедните часове. Отрицателните интервали са крайната точка на същия процес.

Какво губи ФЕЦ при отрицателна цена

Загубата при отрицателна цена е сумата, която централата плаща заради самата цена, плюс разходите, които плаща за всеки произведен MWh.

Когато цената е отрицателна, централата, която продава на борсата, не просто не печели – тя плаща за всеки доставен MWh. Загубата за всеки MWh се състои от:

  • отрицателната цена – при −20 €/MWh централата плаща 20 € за всеки MWh;
  • цена за достъп до електропреносната мрежа – 2,72 €/MWh без ДДС за производителите от слънчева и вятърна енергия от 1 юли 2026 г. (Решение Ц-13 на КЕВР);
  • таксата към търговеца – според договора;
  • разходите за небаланс – ако реалното производство се различава от графика (вижте ръководството за небаланс и балансиращи групи).

Пример с условни числа. При цена −20 €/MWh и такса към търговеца 1 €/MWh всеки произведен MWh струва на централата около 23,72 € (20 + 2,72 + 1) – преди евентуалния небаланс.

Същата логика важи и за ниските положителни цени. Ако цената е 2 €/MWh, а разходите ви за MWh са по-високи, централата пак губи. Затова прагът за спиране не е нулата, а вашата минимална цена – сборът от разходите, които плащате за всеки произведен MWh.

Централи с премия

Производителите от ВЕИ с инсталирана мощност 500 kW и повече задължително предлагат енергията си на борсата (АТЕБ). Част от тях получават премия от Фонд „Сигурност на електроенергийната система“ (ФСЕС) – разликата между преференциалната цена на централата и прогнозната пазарна цена, определена от КЕВР.

Как се отчитат интервалите с отрицателни цени при вашата премия, уточнете с търговеца и по договорите си, преди да зададете праг за спиране. Сметката за всяка централа е различна.

Какво може да направи собственикът

1. Автоматично спиране при ниски цени

Най-прекият начин да не плащате, за да произвеждате, е централата да спира или да ограничава мощността си, когато цената на IBEX падне под вашия минимум, и да се включва отново, когато цената се възстанови. При 96 цени на денонощие ръчното следене не е реалистично. Спирането трябва да е автоматично и навреме за всеки 15-минутен интервал.

2. Батерии

Батерия до централата може да съхрани енергията от евтините обедни интервали и да я продаде вечер, когато цената е по-висока. Това изисква отделна инвестиция и бизнес план, но решава проблема по-трайно – енергията не се губи, а се премества във времето.

3. Точни графици и ясен договор с търговеца

Спирането трябва да е отразено в графика, който търговецът известява за следващия ден. Иначе избегнатата загуба от отрицателната цена се превръща в разход за небаланс. Прегледайте и договора си: кой поема отрицателната цена, какви такси плащате за MWh и как се разпределят разходите за небаланс.

В TokPirate автоматизираме първата и третата стъпка: софтуерът спира и пуска инверторите през облака на производителя, когато цената на IBEX падне под зададения от вас минимум, и изпраща на търговеца графика с планираните спирания още предния ден.

Накратко

  • При отрицателна цена производителят плаща за всеки доставен MWh.
  • Часовете с отрицателни цени в България растат: 11 (2023), 55 (2024), 170 (2025) и 166 до началото на август 2026 г.
  • Сравнявайте статистики само при еднаква дефиниция: часове или 15-минутни интервали, само отрицателни или и нулеви цени.
  • Причината е бързият ръст на слънчевите мощности – над 6,5 GW в началото на 2026 г. – при ниско обедно потребление.
  • През 2025 г. големите ФЕЦ са получили средно 65,68 €/MWh при средна цена за базов товар 106,90 €/MWh.
  • Загубата за MWh е размерът на отрицателната цена плюс разходите за обем. Затова прагът за спиране е вашата минимална цена, а не нулата.
  • Всяко спиране трябва да е и в графика към търговеца, за да не се превърне в небаланс.