EMI: Електроенергийният пазар през следващите десетилетия

Автор: Институт за енергиен мениджмънт /EMI/

Политическият дебат  в ЕС по отношение на цените на електрическата енергия се фокусира основно върху два аспекта - влиянието им върху бизнеса и домакинствата, от една страна,  и ролята им като източник на приходи за енергийните компании, от друга.  

Вторият аспект е от критична важност за европейската икономика и общество поради дефектите на електроенергийния пазар на едро в контекста на неговата неспособност да финансира не само  инвестициите за нови мощности, но отчасти и разходите за поддържане на съществуващите. Причината е, че пазарните цени не са достатъчно високи, за да покрият необходимите за това разходи.

Недостатъчните инвестиции в производствени мощности влошават адекватността на системата, т.е. ограничават нейните възможности за надеждни доставки. По тази причина през последните години редица държави членки въведоха механизми за плащания за капацитет (CMs), за да съхранят надеждността на своите електроенергийни системи. Така че електроенергетиката на ЕС сега се финансира паралелно чрез три източника – първо, чрез пазарни приходи; второ, чрез значителни субсидии за енергията от възобновяеми източници и трето, чрез плащания по механизми за капацитет за разходи/инвестиции, които не могат да бъдат финансирани чрез обичайните търговски сделки на електроенергийния пазар на едро.

Несигурността относно бъдещите инвестиции в електропроизводствени мощности, която засега се решава чрез фрагментирани механизми за капацитет, е дефинирана като проблемна област в доклада на ЕС в доклада на ЕС за енергийните разходи и цени (Energy prices and costs in Europe 2018). Политическите опции за това как да бъде  подобрен  моделът на електроенергийния пазар, така че да гарантира цялостно финансиране на инвестициите, са разгледани в съпътстващ документ към преработваната Електрическа директива - Оценка на въздействието.
Цени на едро:  все по-високи  и все по-волатилни

В крайна сметка, проблемът се свежда до подобряване на пазарния модел, чрез което да се постигне устойчиво равновесие между  приведените разходи за електрическа енергия (LCOE), които обхващат както капиталовите, така и оперативните разходи на новите производствени мощности  и борсовите цени в дългосрочна перспектива. За да се постигне това, в часовете, в които се очертава недостиг на мощности, трябва да се прилага т.н. ценообразуване при недостиг (scarcity pricing). Ценообразуването при недостиг означава цените да съответстват или на пълните приведени разходи за нови мощности или на щетите, които потребителите ще понесат, ако товар не е налице (VOLL- Value of Loss of Load), т.е. ако бъдат прекъснати доставките на електрическа енергия). Логично е да се очаква, че в тези моменти борсовите цени ще са драстично по-високи отколкото в часовете с достатъчни или свръхмощности. Ценообразуването при недостиг ще дава ясни и оптимистични сигнали на инвеститорите и ще им гарантира покриване на разходите и печалби в дългосрочна перспектива.

Как се очаква да изглеждат борсовите цени на  Пазар Ден Напред (ПДН) при въвеждането на  подобренията на пазарния модел, вкл. ценообразуване при недостиг, става ясно от следната таблица.

Средни пазарни цени на ПДН  (евро*2013/MWh)

 
Минималната  почасова цена (на ниво ЕС-28) не се очаква да слиза под нивата от 60 EUR/MWh*, а най-високата цена да надхвърля 200 EUR/MWh. Горните резултати показват, че подобреният модел на пазара ще доведе до по-волатилни средни часови цени, но тази волатилност ще бъде доста ограничена и не се очаква да са налице екстремни ценови колебания между нулеви цени и стойността на загубите от прекъсване на електроснабдяването - VoLL (Value of Lost Load). На най-високите цени от над 140 до 200 EUR/MWh се очаква да се сключват сделки за малка част от часовете в рамките на годината. Това ще окаже незначително въздействие върху потребителите, тъй като на годишна база борсовата цена ще се увеличи незначително, но ще е жизнено важно за енергийната индустрия като зелена светлина за инвестиции.

Подобреният  модел ще направи пазарите за електрическа енергия през периода 2021-2030 г. по-динамични, по-гъвкави и, което е от критична важност, все по-способни да финансират необходимите инвестиции от пазарни приходи, а не чрез държавна подкрепа.

Както се вижда от таблицата по-горе, резултатите показват, че цените на едро ще се колебаят, но в разумни граници на равнище ЕС.

Тази ограниченост на ценовите диапазони ще е налице, ако делът на променливите производители от ВЕИ остане в определени граници. Когато и където делът на ВЕИ, и по-специално на ВЕИ технологиите с непостоянно производство, надвиши приетите средни граници, ценовата волатилност може да се увеличи значително, ако не са налице други ресурси - като съоръжения за съхранение на енергия и въведени механизми за управление на потреблението. За някои държави-членки с високи дялове на електрическа енергия от ВEИ, като Испания и Португалия, както и с ограничени междусистемни връзки се очакват значително по-волатилни цени на едро от тези в други държави членки.

Динамика на мощностите 2021-2030

С въвеждането на подобрения пазарен модел се очаква през периода 2021-2030 да бъдат преждевременно изведени от експлоатация 63 GW мощности, а също и да бъдат преустановени планове за изграждане нови мощности. Около половината от тях се прогнозира да са предимно стари въглищни централи, а другата половина - върхови мощности на нефт и газ. Причината за това е, че пазарът няма да може да осигури рентабилната им експлоатация. Ценообразуването при недостиг (scarcity pricing) и постепенно намаляващият във времето свръхкапацитет в европейската електроенергийна система са основните фактори за това.

Повишаващите се цени на едро ще позволят на повечето централи постепенно да започнат да възстановят всичките си разходи чрез приходи от пазара. Очертават се, по-конкретно, следните перспективи за отделните технологии:

   - CCGT (газотурбинни централи с комбиниран цикъл) – ценообразуването при недостиг ще ги прави икономически все по-привлекателни за експлоатация. Очаква се да се запази по-голямата част от съществуващите мощности и да се направят значителни инвестиции в нови.
   - Съществуващите ядрени централи не са изправени пред рискове поради ниските си пределни разходи. Но в краткосрочен и средносрочен аспект не се предвиждат нови инвестиции в ядрени мощности.
   - Въглищни/лигнитни ТЕЦ - тези централи ще имат най-големи проблеми с приходите, тъй като пазарните приходи ще се окажат недостатъчни дори за покриване на разходите за гориво и променливите им (негоривни) разходи.
   - Пиковите мощности (много от тях стари) също ще имат недостатъчни приходи през периода до 2030. Ситуацията се обръща, но след 2035 г. когато се очертава те да станат печеливши.
   - ВЕИ (без биомаса) перспективите са разнопосочни в зависимост от степента на зрялост на технологиите за ВЕИ. Някои по-малко напреднали технологии за ВЕИ ще се нуждаят от подкрепа, за да се появят като част от енергийния микс към 2030 г., но това не е така за останалите, които ще бъдат пазарно равнопоставени с конвенционалните.

Все пак, трябва да се има предвид, че финансовото позициониране на централите е силно зависимо от очакваните разходи за гориво, технологичните разходи и цената на въглеродните емисии. Следователно резултатите от доклада, показани по-горе, трябва да се четат във вероятностен контекст, т.е. „вероятността“ инвестициите да бъдат печеливши, е съотносима с вероятността моделираните прогнози да се сбъднат.

В заключение, подобряването на модела на пазара на електроенергия се дефинира като безалтернативна опция за обществото като цяло. Очаква се това да намали както разходите за експлоатация на електроенергийната система, така и крайните разходи за потребителите. Въпреки нарастващия дял на инвестициите, необходими за производство на възобновяема електрическа енергия, спадащите разходи за тези технологии в комбинация с планираното увеличаване на приноса на съоръженията за съхраняване на енергия и управлението на потреблението, следва да  доведат до осигуряване на приходи, които постепенно ще стават все по-адекватни на необходимото финансиране и ще са са в състояние да покриват инвестиционните разходи зз повечето от новите мощности през следващото десетилетие.

От друга страна обаче, прогнозите за цените на горивата, капиталовите разходи, разходите за СО2 емисиите и намаляващата използваемост (товаров фактор) предполагат, че бъдещите инвестиции в мощности на въглища все по-трудно ще намират покриване на приведените си разходи чрез пазара независимо от неговите подобрения.

Същевременно, в публикувания наскоро на сайта на Министерството на енергетиката Проект на интегриран национален план за енергетиката и климата, съхраняването на въглищната индустрия, т.е. производството на електрическа енергия от местни въглища до 2050 г., е определено като национален приоритет. Логично следва, че би трябвало да бъдат обмислени и включени в плана подходящи механизми и мерки, чрез които това да бъде подсигурено. В контекста на скорошното приемане на Електрическите Регламент и Директива са необходими и своевременни действия, произтичащи от дефинираните в тях срокове и правила.

Notes:

*Въпреки че в краткосрочен период все пак ще има часове с ниски (или дори отрицателни) цени