Какви щяха да са цените на тока в България, ако в региона имаше по-добра свързаност

Европейската електроенергийна система е под натиск и интеграцията на пазарите остава ключов инструмент за овладяване на цените и гарантиране на сигурността на доставките. Това става ясно от новия мониторингов доклад на Агенцията за сътрудничество на енергийните регулатори (ACER) за трансграничния пренос на електроенергия през 2024 г.

Причините за екстремните цени

Докладът акцентира върху уязвимостта на Югоизточна Европа, включително България, където през лятото на 2024 г. пазарът бе засегнат от екстремни ценови нива. В пиковите вечерни часове цените надхвърлиха 1000 евро за мегаватчас, докато в Централна Европа останаха значително по-ниски. Причината е в ограничените трансгранични капацитети и липсата на достатъчна гъвкавост – газови и водни централи, които да балансират спада на соларното производство вечер.

По време на тези събития с високи цени, разликите между няколко тръжни зони в Централна Европа се увеличиха до безпрецедентни нива, което сигнализира за недостатъчна наличност на трансграничен капацитет, за да се отговори на нуждите на трансграничния борсов пазар“, се казва в доклада на ACER.

А най-високите почасови ставки по време на вечерния пик бяха, разбира се, в нашия район, миналото лято:

Докладът показва, че има няколко причини, поради които цените на пазара „Ден напред“ във вечерните часове са високи, понякога дори екстремни.

От страна на предлагането, слънчевата енергия регистрира значителни нива на производство в централните часове на деня, последвани от рязък спад вечер. От страна на търсенето, имаше над средното потребление на електроенергия, особено високо във вечерните часове, обусловено от екстремните температури, които засегнаха региона.

В същото време регионът разполагаше с ограничена наличност на гъвкави мощности, които биха могли бързо да увеличат производството, за да компенсират намаляването на слънчевата енергия – отчасти поради спирането на газови централи и ниските нива на водата във водноелектрически резервоари, но също и поради недостатъчен капацитет за съхранение и реагиране на търсенето“, казва ACER.

От друга страна, липсата на гъвкавост на системата за покриване на нарастващото търсене на енергия във вечерните часове, свързана с рязкото намаляване на производството на слънчева енергия, генерира голяма нужда от обмен от Централна Европа към най-засегнатите зони за търгуване – обмен, който беше ограничен от недостатъчен трансграничен капацитет. Освен това, увеличението на износа на електроенергия от Унгария и Румъния за Украйна допълнително засили силния дисбаланс между търсенето и предлагането на регионално ниво във вечерните часове.

По този начин, въпреки че цените на енергията в Централна-Западна и Югоизточна Европа останаха конвергентни през по-голямата част от деня, имаше рязка декорелация на цените във вечерните часове, което съвпадна с пиковото търсене в повечето от югоизточните държави членки на ЕС. Най-големите ценови разлики бяха между Австрия и Унгария, средно 214 евро/MWh в 19:00 ч.

Какво щеше да се случи, ако имаше достатъчен капацитет

Правилото за европейската взаимосвързана мрежа е, че всеки преносен оператор трябва да може да предостави 70% от преносния капацитет за трансграничен енергиен обмен. Българският Електроенергиен системен оператор (ЕСО) спазва регламента, но на практика тесните места по мрежата в Гърция и Румъния ограничават възможностите за обмен и това допринася за ценовите пикове у нас.

ACER симулира какво би се случило, ако правилото, което би позволило по-големи потоци от внос и износ 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, средната цена на пазар „Ден напред“ в 19:00 ч. щеше да бъде 275 евро/MWh, вместо 338 евро/MWh, както беше в действителност.

Също така, спазването на правилото за 70% би довело до намаляване на броя на часовете с шокови цени над 400 евро/MWh. България би регистрирала само 45 такива интервала, а не 75-те, които реално е отчела.

В по-широк план, ACER оценява въздействието върху функционирането на пазара при прилагането на изискването за 70%. Само през 2024 г. изпълнението му в основния регион би осигурило поне 580 милиона евро допълнително икономическо благосъстояние. Вместо това, частичното прилагане на изискването за 70% реализира само 40% от тази печалба. По-специално, потребителите в ЕС биха се възползвали най-много чрез по-ниски цени на електроенергията и намалена нестабилност. Това подчертава необходимостта от бързо прилагане на изискването.

ACER подчертава, че пълното изпълнение на правилото за 70% до края на 2025 г. е задължително за всички държави членки. За България това означава, че макар да спазва изискванията, ключът към по-стабилни цени и по-голяма сигурност на доставките минава през синхронизацията с регионалните пазари и премахването на пречките по трансграничните връзки със съседите.