Автор: Институт за енергиен мениджмънт /EMI/Политическият дебат в ЕС по

Автор: Институт за енергиен мениджмънт /EMI/

Политическият спор в Европейски Съюз във връзка с цените на електрическата сила се концентрира главно върху два аспекта - въздействието им върху бизнеса и семействата, от една страна, и ролята им като източник на доходи за енергийните компании, от друга.

Вторият аспект е от сериозна значимост за европейската стопанска система и общество заради дефектите на електроенергийния пазар на едро в подтекста на неговата некадърност да финансира освен вложенията за нови мощности, само че частично и разноските за поддържане на съществуващите. Причината е, че пазарните цени не са задоволително високи, с цел да покрият нужните за това разноски.

Недостатъчните вложения в индустриални мощности утежняват адекватността на системата, т.е. лимитират нейните благоприятни условия за надеждни доставки. По тази причина през последните години редица страни членки вкараха механизми за заплащания за потенциал (CMs), с цел да запазят надеждността на своите електроенергийни системи. Така че електроенергетиката на Европейски Съюз в този момент се финансира редом посредством три източника – първо, посредством пазарни приходи; второ, посредством обилни дотации за силата от възобновими източници и трето, посредством заплащания по механизми за потенциал за разходи/инвестиции, които не могат да бъдат финансирани посредством нормалните търговски покупко-продажби на електроенергийния пазар на едро.

Несигурността по отношение на бъдещите вложения в електропроизводствени мощности, която към този момент се взема решение посредством фрагментирани механизми за потенциал, е дефинирана като проблематична област в отчета на Европейски Съюз в отчета на Европейски Съюз за енергийните разноски и цени (Energy prices and costs in Europe 2018). Политическите варианти за това по какъв начин да бъде усъвършенстван моделът на електроенергийния пазар, тъй че да подсигурява изцяло финансиране на вложенията, са прегледани в съпътстващ документ към преработваната Електрическа инструкция - Оценка на въздействието.
Цени на едро: все по-високи и все по-волатилни

В последна сметка, казусът се свежда до възстановяване на пазарния модел, посредством което да се реализира стабилно равновесие сред приведените разноски за електрическа сила (LCOE), които обгръщат както финансовите, по този начин и оперативните разноски на новите индустриални мощности и борсовите цени в дълготрайна вероятност. За да се реализира това, в часовете, в които се обрисува дефицит на мощности, би трябвало да се ползва тъй наречените ценообразуване при дефицит (scarcity pricing). Ценообразуването при дефицит значи цените да подхождат или на цялостните приведени разноски за нови мощности или на вредите, които потребителите ще понесат, в случай че товар не е налице (VOLL- Value of Loss of Load), т.е. в случай че бъдат прекратени доставките на електрическа енергия). Логично е да се чака, че в тези моменти борсовите цени ще са фрапантно по-високи в сравнение с в часовете с задоволителни или свръхмощности. Ценообразуването при дефицит ще дава ясни и оптимистични сигнали на вложителите и ще им подсигурява покриване на разноските и облаги в дълготрайна вероятност.

Как се чака да наподобяват борсовите цени на Пазар Ден Напред (ПДН) при въвеждането на подобренията на пазарния модел, включително ценообразуване при дефицит, излиза наяве от следната таблица.

Средни пазарни цени на ПДН (евро *20 13/ MWh )

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

Средни цени

84

95

103

118

115

135

122

Цени за базов товар

74

83

93

98

89

108

71

Цени за пиков товар

93

98

137

135

134

149

138

Спред

19

15

44

38

45

41

67

Минималната почасова цена (на равнище ЕС-28) не се чака да слиза под равнищата от 60 EUR/MWh*, а най-високата цена да надвишава 200 EUR/MWh. Горните резултати демонстрират, че усъвършенстваният модел на пазара ще докара до по-волатилни междинни часови цени, само че тази волатилност ще бъде много лимитирана и не се чака да са налице рискови ценови съмнения сред нулеви цени и цената на загубите от спиране на електроснабдяването - VoLL (Value of Lost Load). На най-високите цени от над 140 до 200 EUR/MWh се чака да се подписват покупко-продажби за дребна част от часовете в границите на годината. Това ще окаже нищожно влияние върху потребителите, защото на годишна база борсовата цена ще се усили нищожно, само че ще е витално значимо за енергийната промишленост като зелена светлина за вложения.

Подобреният модел ще направи пазарите за електрическа сила през интервала 2021-2030 година по-динамични, по-гъвкави и, което е от сериозна значимост, все по-способни да финансират нужните вложения от пазарни доходи, а не посредством държавна поддръжка.

Както се вижда от таблицата нагоре, резултатите демонстрират, че цените на едро ще се двоумят, само че в рационални граници на ниво Европейски Съюз.

Тази дребнавост на ценовите диапазони ще е налице, в случай че делът на променливите производители от ВЕИ остане в избрани граници. Когато и където делът на ВЕИ, и по-специално на ВЕИ технологиите с непостоянно произвеждане, надвиши признатите междинни граници, ценовата волатилност може да се усили доста, в случай че не са налице други запаси - като уреди за предпазване на сила и въведени механизми за ръководство на потреблението. За някои държави-членки с високи дялове на електрическа сила от ВEИ, като Испания и Португалия, както и с лимитирани междусистемни връзки се чакат доста по-волатилни цени на едро от тези в други страни членки.

Динамика на мощностите 2021-2030

С въвеждането на усъвършенствания пазарен модел се чака през интервала 2021-2030 да бъдат прибързано изведени от употреба 63 GW мощности, а също и да бъдат прекратени проекти за създаване нови мощности. Около половината от тях се предвижда да са най-вече остарели въглищни централи, а другата половина - върхови мощности на петрол и газ. Причината за това е, че пазарът няма да може да обезпечи рентабилната им употреба. Ценообразуването при дефицит (scarcity pricing) и последователно намаляващият във времето свръхкапацитет в европейската електроенергийна система са главните фактори за това.

Повишаващите се цени на едро ще разрешат на множеството централи последователно да стартират да възстановят всичките си разноски посредством доходи от пазара. Очертават се, по-конкретно, следните вероятности за обособените технологии:

- CCGT (газотурбинни централи с смесен цикъл) – ценообразуването при дефицит ще ги прави стопански все по-привлекателни за употреба. Очаква се да се резервира по-голямата част от съществуващите мощности и да се създадат обилни вложения в нови.
- Съществуващите нуклеарни централи не са изправени пред опасности заради ниските си пределни разноски. Но в кратковременен и средносрочен аспект не се плануват нови вложения в нуклеарни мощности.
- Въглищни/лигнитни Топлоелектрическа централа - тези централи ще имат най-големи проблеми с приходите, защото пазарните доходи ще се окажат незадоволителни даже за покриване на разноските за гориво и променливите им (негоривни) разноски.
- Пиковите мощности (много от тях стари) също ще имат незадоволителни доходи през интервала до 2030. Ситуацията се обръща, само че след 2035 година когато се обрисува те да станат печеливши.
- ВЕИ (без биомаса) вероятностите са разнопосочни според от степента на зрялост на технологиите за ВЕИ. Някои по-малко напреднали технологии за ВЕИ ще се нуждаят от поддръжка, с цел да се появят като част от енергийния микс към 2030 година, само че това не е по този начин за останалите, които ще бъдат пазарно равнопоставени с стандартните.

Все отново, би трябвало да се има поради, че финансовото позициониране на централите е мощно подвластно от предстоящите разноски за гориво, софтуерните разноски и цената на въглеродните излъчвания. Следователно резултатите от отчета, показани нагоре, би трябвало да се четат във вероятностен подтекст, т.е. „ вероятността “ вложенията да бъдат печеливши, е съотносима с вероятността моделираните прогнози да се осъществен.

В умозаключение, подобряването на модела на пазара на електрическа енергия се дефинира като безалтернативна алтернатива за обществото като цяло. Очаква се това да понижи както разноските за употреба на електроенергийната система, по този начин и крайните разноски за потребителите. Въпреки възходящия дял на вложенията, нужни за произвеждане на възобновима електрическа сила, спадащите разноски за тези технологии в композиция с плануваното увеличение на приноса на оборудванията за запазване на сила и ръководството на потреблението, следва да доведат до обезпечаване на доходи, които последователно ще стават все по-адекватни на нужното финансиране и ще са са в положение да покриват капиталовите разноски зз множеството от новите мощности през идващото десетилетие.

От друга страна обаче, прогнозите за цените на горивата, финансовите разноски, разноските за СО2 излъчванията и намаляващата приложимост (товаров фактор) допускат, че бъдещите вложения в мощности на въглища все по-трудно ще намират покриване на приведените си разноски посредством пазара без значение от неговите усъвършенствания.

Същевременно, в оповестения неотдавна на уеб страницата на Министерството на енергетиката Проект на интегриран народен проект за енергетиката и климата, съхраняването на въглищната промишленост, т.е. производството на електрическа сила от локални въглища до 2050 година, е несъмнено като народен приоритет. Логично следва, че би трябвало да бъдат премислени и включени в проекта подобаващи механизми и ограничения, посредством които това да бъде подсигурено. В подтекста на скорошното приемане на Електрическите Регламент и Директива са нужни и своевременни дейности, произлизащи от дефинираните в тях периоди и правила.

Notes:

*Въпреки че в кратковременен интервал въпреки всичко ще има часове с ниски (или даже отрицателни) цени