Анализът на АТЕБ за състоянието и перспективите пред пазара на електроенергия в България е публикуван в броя на списание Ютилитис от август/септември 2019 г.
През последните месеци електроенергийният пазар отново беше водеща тема. Основни причини за това бяха приетите промени в Закона за енергетиката (ЗЕ), развитието на цените на българската борса и готвените нови изменения в ЗЕ. Промените в нормативната рамка от месец май 2019 г. освободиха износа и вноса от налаганите преди това такси и създадоха предпоставки за пазарно обединение със съседни страни. През същия месец започна покачване на цените на електроенергията на българската борса, продиктувано от увеличението на цените в региона и годишния ремонт на 5ти блок на АЕЦ Козлодуй. Станахме свидетели на екстремно високи стойности на пазар ден напред, като някои дни те значително надхвърлиха регионалните. Това заедно с освобождението на вноса от такси, допринесе за увеличаване на брутния импорт и създаде конкурентни условия при предлагането на електроенергия от съседни пазари (Фигура 1).
Фигура 1. Брутен внос по месеци. Сравнение за последните 3 месеца между 2018 и 2019 г.
Друга съществена промяна, беше излизането на производители от ВЕИ и ВЕКП с инсталирана мощност равна и над 1 MW на свободния пазар. Очакванията на някои пазарни участници бяха това „ново“ предлагане да окаже натиск върху цените на борсата и те да тръгнат в посока надолу. До преди влизане в сила на измененията, електроенергията от тези производители покриваше нуждите на регулирания пазар. След тяхното задължително излизане на свободен пазар, създаденият „недостиг“ за регулирания пазар, беше заместен с предлагане от АЕЦ Козлодуй. По този начин 1 100 000 MWh евтина електроенергия от АЕЦ Козлодуй с базов профил беше заменена с по-скъпа електроенергия от ВЕИ и ВЕКП с променлив профил.
През последната година въпреки усилията към пълна либерализация, се наблюдава обратна тенденция, масово връщане на стопански потребители на ниско напрежение към регулиран пазар. Подобно развитие доведе до увеличаване дела на регулирания пазар и необходимост от допълнителни количества за този сегмент, които бяха предоставени от ТЕЦ Марица Изток 2 след издаване на специална заповед от Министъра на Енергетиката. Именно работата на централата буди големи притеснения предвид огромната натрупа загуба и високата производствена цена от 135.3 лв./MWh[1]. Основна причина за състоянието на въглищната централа е ръстът в цената на квотите за емисии от 8 €/тон в началото на 2018 г. до 27 €/тон през август 2019 г. Те съставляват значим разход и допринасят за намаленото производство от ТЕЦ МИ 2 през тази година. Фигура 2 показва, че централата е работила средно на 40% от капацитета си, като е превишавала тази стойност единствено през първите два месеца на годината и през месеците май и юни по време на плановия годишен ремонт на 5ти блок на АЕЦ Козлодуй.
Фигура 2. Дневно производство от ТЕЦ Марица Изток 2, като процент от максималната мощност и цени на базов товар на Пазар ден напред на БНЕБ
В същото време 2019 година е суха година, което резултира в ограничени водни запаси и намалено производство от ВЕЦ с 34.1 % спрямо предходната година. Изброените до тук факти доведоха до ситуация, в която най-значими количества за свободен пазар през пролетните и летните месеци бяха осигурени от ВЕИ производителите и АЕЦ Козлодуй.
Влияние върху цените на българската борса оказа развитието на регионалните цени, тъй като до известна степен страната ни е свързана с останалите пазари и цените на БНЕБ не могат съществено да се различават от тези на съседните борси. Още повече след отпадането на импортната и експортната такса виждаме доближаване на цените на БНЕБ до тези на румънската OPCOM, като средната разлика между двете борси вече е около 0.38 €/MWh, за сравнение през 2018 г. тя беше 6.6 €/MWh. В същото време през юли котировките на международните борси с доставка в региона през четвъртото тримесечие се движеха между 60.11 и 65 €/MWh, докато в края на август виждаме лек спад до 55.75 €/MWh за доставка в България. Въпреки това, тези стойности остават над нивата от 2018 г.
В края на месец юли между четенията на законопроекта свързан с газовия пазар, бяха внесени и предложения за изменение на ЗЕ свързани и с пазара на електроенергия. Те елиминират възможността балансиращите групи да се обединяват с общ финансов сетълмент и включват изискване производители от ВЕИ и ВЕКП над 1 MW да продават единствено на краткосрочните борсови платформи – за търговия ден напред и в рамките на деня. Двете предложения са спорни според мнозинството от пазарни участници и ще доведат до повишение на цените за крайните клиенти и увеличаване волатилността на борсата.
Обединяването на балансиращите групи спомогна за намаляване на разходите за балансиране на крайни клиенти и производители и подобряване на конкурентоспособността на пазара на електрическа енергия. Това се постига, тъй като различни потребители и производители могат да се обединяват в под-групи, под шапката на един общ координатор. Поради разнообразните профили на участниците в тези обединения на балансиращи групи се получава ефективно нетиране на небалансите им и намаление на общия небаланс. Крайният резултат е реализиране на спестявания и намаляване на разхода за балансиране. При премахване на възможността за обединения няма да бъде възможно ефективното нетиране на небалансите, което ще доведе до увеличение на разходите за участниците и оттегляне от пазара на по-малките координатори. Без обединение се стига до ситуации, в които един небаланс се покрива няколко пъти от различни координатори.
Ограничаването на ВЕИ и ВЕКП и ги поставя в по-неизгодна позиция спрямо конвенционалните производители, които могат да се възползват от всички платформи за търговия на БНЕБ. Подобни забрана за дългосрочни договори, ще внесе финансова нестабилност за компаниите, защото дружествата няма да могат да си осигурят дългосрочно средства за работата си. Само на платформата за двустранни договори може да бъде фиксирана цена и количество за дълъг период от време. Това е в полза и на продавачи и на купувачи, както и на пазара. Закупените количества по двустранни договори не участват на пазар ден напред и нямат отношение към волатилността на цените, напротив те предоставят ценова стабилност и предвидимост. Цялостното изкарване на предлагането от ВЕИ на платформата Ден напред ще увеличи дните с драстични ценови разлики, заради променливия характер на производството от ВЕИ, което е силно зависимо от метеорологичните условия.
Балансиращ пазарВ крайната цена на електроенергията разходите за балансиране са съществено перо достигащо до 10% от стойността на месечните фактури. Цените на балансираща енергия за недостиг са най-високи и се определят с коефициент 2.5 по средно-дневната цена на борсата. В също време цената за излишък е изключително ниска и е фиксирана в границите от 0 до 30 лв./MWh. При увеличение на борсовите цени се покачва и цената за недостиг, докато тази за излишък остава непроменена. Пример за това е юли месец, когато средните цени за недостиг се повишиха с 20% спрямо юни до нива от 213.9 лв./MWh, докато тези за излишък останаха почти непроменените и много по-ниски – 15.9 лв./MWh. Увеличаване на разликата между цените за недостиг и излишък повишава разходите за балансиране, при недостиг се заплаща висока цена, а при излишък, енергията се изкупува на константно ниска цена. Една от причините е завишеният коефициент 2.5, който допринася за високите разходи. В развитите пазари цените за недостиг са обвързани с почасовите цени на борсата, а не със средно-дневните, което позволява съществено намаляване на коефициента само до няколко процента над борсовата цена за часа. В същото време добрите практики предполагат обвързване и на цените за излишък с почасовите борсови цени. Смисълът е двете цени да са еднакво отдалечени от цената на спот пазара, за да се стимулира точно прогнозиране от страна на търговските участници. При такъв модел разходите за балансиране намаляват и се постигат справедливи цени на балансираща енергия. |
[1] цена изчислена от Комисията за енергийно и водно регулиране в решение №Ц-19 от 01.07.2019 г.
