Какви щяха да са цените на тока в България, ако в региона имаше по-добра свързаност
Европейската електроенергийна система е под напън и интеграцията на пазарите остава основен инструмент за преодоляване на цените и гарантиране на сигурността на доставките. Това излиза наяве от новия мониторингов отчет на Агенцията за съдействие на енергийните регулатори (ACER) за трансграничния транспорт на електрическа енергия през 2024 година
Причините за рисковите цени
Докладът подчертава върху уязвимостта на Югоизточна Европа, в това число България, където през лятото на 2024 година пазарът бе обиден от рискови ценови равнища. В пиковите вечерни часове цените надвишиха 1000 евро за мегаватчас, до момента в който в Централна Европа останаха доста по-ниски. Причината е в лимитираните трансгранични потенциали и неналичието на задоволителна еластичност – газови и водни централи, които да балансират спада на слънчевото произвеждане вечер.
По време на тези събития с високи цени, разликите сред няколко тръжни зони в Централна Европа се усилиха до невиждани равнища, което алармира за незадоволителна наличност на трансграничен потенциал, с цел да се отговори на потребностите на трансграничния борсов пазар “, се споделя в отчета на ACER.
А най-високите почасови ставки по време на вечерния пик бяха, несъмнено, в нашия регион, предишното лято:
Докладът демонстрира, че има няколко аргументи, заради които цените на пазара „ Ден напред “ във вечерните часове са високи, от време на време даже рискови.
От страна на предлагането, слънчевата сила записва обилни равнища на произвеждане в централните часове на деня, последвани от внезапен спад вечер. От страна на търсенето, имаше над междинното ползване на електрическа енергия, изключително високо във вечерните часове, обусловено от рисковите температури, които засегнаха района.
В същото време районът разполагаше с лимитирана наличност на гъвкави мощности, които биха могли бързо да усилят производството, с цел да компенсират намаляването на слънчевата сила – частично заради прекъсването на газови централи и ниските равнища на водата във водноелектрически резервоари, само че също и заради непълен потенциал за предпазване и реагиране на търсенето “, споделя ACER.
От друга страна, неналичието на еластичност на системата за покриване на възходящото търсене на сила във вечерните часове, обвързвана с внезапното понижаване на производството на слънчева сила, генерира огромна потребност от продан от Централна Европа към най-засегнатите зони за търгуване – продан, който беше стеснен от непълен трансграничен потенциал. Освен това, нарастването на износа на електрическа енергия от Унгария и Румъния за Украйна в допълнение ускори мощния дисбаланс сред търсенето и предлагането на районно равнище във вечерните часове.
По този метод, макар че цените на силата в Централна-Западна и Югоизточна Европа останаха конвергентни през по-голямата част от деня, имаше внезапна декорелация на цените във вечерните часове, което съответства с пиковото търсене в множеството от югоизточните страни членки на Европейски Съюз. Най-големите ценови разлики бяха сред Австрия и Унгария, приблизително 214 евро/MWh в 19:00 ч.
Какво щеше да се случи, в случай че имаше задоволителен потенциал
Правилото за европейската взаимосвързана мрежа е, че всеки метафоричен оператор би трябвало да може да даде 70% от преносния потенциал за трансграничен енергиен продан. Българският Електроенергиен систематичен оператор (ЕСО) съблюдава регламента, само че на процедура тесните места по мрежата в Гърция и Румъния лимитират опциите за продан и това способства за ценовите пикове у нас.
ACER симулира какво би се случило, в случай че правилото, което би разрешило по-големи потоци от импорт и експорт през границите, беше спазено от всички мрежови оператори в Европа. Средно цените щяха да бъдат по-ниски с до 78 евро/MWh в Централна и Югоизточна Европа. Конкретно за България, междинната цена на пазар „ Ден напред “ в 19:00 ч. щеше да бъде 275 евро/MWh, вместо 338 евро/MWh, както беше в реалност.
Също по този начин, спазването на правилото за 70% би довело до понижаване на броя на часовете с шокови цени над 400 евро/MWh. България би записала единствено 45 такива интервала, а не 75-те, които действително е отчела.
В по-широк проект, ACER прави оценка въздействието върху действието на пазара при използването на условието за 70%. Само през 2024 година осъществяването му в главния район би осигурило най-малко 580 милиона евро в допълнение икономическо богатство. Вместо това, частичното използване на условието за 70% осъществя единствено 40% от тази облага. По-специално, потребителите в Европейски Съюз биха се възползвали най-вече посредством по-ниски цени на електрическата енергия и понижена неустойчивост. Това акцентира нуждата от бързо използване на условието.
ACER акцентира, че цялостното осъществяване на правилото за 70% до края на 2025 година е наложително за всички страни членки. За България това значи, че въпреки да съблюдава условията, ключът към по-стабилни цени и по-голяма сигурност на доставките минава през синхронизацията с районните пазари и премахването на пречките по трансграничните връзки със съседите.
Електроенергиен систематичен оператор висока цена на тока съгласуваност борса за ток Румъния потенциал електроенергийна мрежа
Причините за рисковите цени
Докладът подчертава върху уязвимостта на Югоизточна Европа, в това число България, където през лятото на 2024 година пазарът бе обиден от рискови ценови равнища. В пиковите вечерни часове цените надвишиха 1000 евро за мегаватчас, до момента в който в Централна Европа останаха доста по-ниски. Причината е в лимитираните трансгранични потенциали и неналичието на задоволителна еластичност – газови и водни централи, които да балансират спада на слънчевото произвеждане вечер.
По време на тези събития с високи цени, разликите сред няколко тръжни зони в Централна Европа се усилиха до невиждани равнища, което алармира за незадоволителна наличност на трансграничен потенциал, с цел да се отговори на потребностите на трансграничния борсов пазар “, се споделя в отчета на ACER.
А най-високите почасови ставки по време на вечерния пик бяха, несъмнено, в нашия регион, предишното лято:
Докладът демонстрира, че има няколко аргументи, заради които цените на пазара „ Ден напред “ във вечерните часове са високи, от време на време даже рискови.
От страна на предлагането, слънчевата сила записва обилни равнища на произвеждане в централните часове на деня, последвани от внезапен спад вечер. От страна на търсенето, имаше над междинното ползване на електрическа енергия, изключително високо във вечерните часове, обусловено от рисковите температури, които засегнаха района.
В същото време районът разполагаше с лимитирана наличност на гъвкави мощности, които биха могли бързо да усилят производството, с цел да компенсират намаляването на слънчевата сила – частично заради прекъсването на газови централи и ниските равнища на водата във водноелектрически резервоари, само че също и заради непълен потенциал за предпазване и реагиране на търсенето “, споделя ACER.
От друга страна, неналичието на еластичност на системата за покриване на възходящото търсене на сила във вечерните часове, обвързвана с внезапното понижаване на производството на слънчева сила, генерира огромна потребност от продан от Централна Европа към най-засегнатите зони за търгуване – продан, който беше стеснен от непълен трансграничен потенциал. Освен това, нарастването на износа на електрическа енергия от Унгария и Румъния за Украйна в допълнение ускори мощния дисбаланс сред търсенето и предлагането на районно равнище във вечерните часове.
По този метод, макар че цените на силата в Централна-Западна и Югоизточна Европа останаха конвергентни през по-голямата част от деня, имаше внезапна декорелация на цените във вечерните часове, което съответства с пиковото търсене в множеството от югоизточните страни членки на Европейски Съюз. Най-големите ценови разлики бяха сред Австрия и Унгария, приблизително 214 евро/MWh в 19:00 ч.
Какво щеше да се случи, в случай че имаше задоволителен потенциал
Правилото за европейската взаимосвързана мрежа е, че всеки метафоричен оператор би трябвало да може да даде 70% от преносния потенциал за трансграничен енергиен продан. Българският Електроенергиен систематичен оператор (ЕСО) съблюдава регламента, само че на процедура тесните места по мрежата в Гърция и Румъния лимитират опциите за продан и това способства за ценовите пикове у нас.
ACER симулира какво би се случило, в случай че правилото, което би разрешило по-големи потоци от импорт и експорт през границите, беше спазено от всички мрежови оператори в Европа. Средно цените щяха да бъдат по-ниски с до 78 евро/MWh в Централна и Югоизточна Европа. Конкретно за България, междинната цена на пазар „ Ден напред “ в 19:00 ч. щеше да бъде 275 евро/MWh, вместо 338 евро/MWh, както беше в реалност.
Също по този начин, спазването на правилото за 70% би довело до понижаване на броя на часовете с шокови цени над 400 евро/MWh. България би записала единствено 45 такива интервала, а не 75-те, които действително е отчела.
В по-широк проект, ACER прави оценка въздействието върху действието на пазара при използването на условието за 70%. Само през 2024 година осъществяването му в главния район би осигурило най-малко 580 милиона евро в допълнение икономическо богатство. Вместо това, частичното използване на условието за 70% осъществя единствено 40% от тази облага. По-специално, потребителите в Европейски Съюз биха се възползвали най-вече посредством по-ниски цени на електрическата енергия и понижена неустойчивост. Това акцентира нуждата от бързо използване на условието.
ACER акцентира, че цялостното осъществяване на правилото за 70% до края на 2025 година е наложително за всички страни членки. За България това значи, че въпреки да съблюдава условията, ключът към по-стабилни цени и по-голяма сигурност на доставките минава през синхронизацията с районните пазари и премахването на пречките по трансграничните връзки със съседите.
Електроенергиен систематичен оператор висока цена на тока съгласуваност борса за ток Румъния потенциал електроенергийна мрежа
Източник: economic.bg
КОМЕНТАРИ