The article is published in Utilities magazine, February 2021 issue
As early as the end of last year, the markets for electricity and energy products almost recovered to pre-pandemic price levels, despite the existing restriction in a number of European countries, incl. Bulgaria. In January we have already witnessed record prices on the spot markets of natural gas exceeding 26 euros / MWh, carbon emissions 34.8 euros / ton, and electricity was in the range of 50-80 euros / MWh. In Spain and Portugal during by cold wave the electricity prices in some days exceeded 90 euros / MWh. All this is happening while the consumption in Europe is still declining and the winter is very mild. The sharp price spikes are caused by both the lack of available cheap generation and by the trends on the world energy commodities markets.
In Bulgaria the situation is very similar, but given the warmer weather and lower prices in the region we are in position of one of the cheapest markets. The average price of the Independent Bulgarian Energy Exchange (IBEX) for January is 53.1 EUR / MWh, and the average for Europe is 56.3 EUR / MWh, with two countries – Switzerland and Italy exceeding 60 EUR / MWh.
Figure 1. Average daily electricity prices for January 2021 in Europe (Source: Energylive)
Historically, the load of the electricity system (EES) and spot prices are almost interdependent, 2021 is no exception. When the load increases, the average price also rise. The same is true in the opposite direction – reducing the load lowers the prices. The relation between the two is almost linear in normal condition. On the other hand, for extreme loads prices can rise sharply. In a period of two years 2019 and 2020, the hours with over 6000 MWh consumption are rare 2% – 4%. Such high system loads are typical for the winter months, especially for longer periods with negative temperatures. Most of the time (45%) the hourly load in Bulgaria is in the range between 4000 and 5000 MW.
As mentioned earlier, hourly IBEX spot prices are related to consumption. Extremely high prices are typical for hours with a load of over 6000 MW.
Table 1. Average spot price of IBEX at a certain system load in 2019 (Sources: ENTSO-E and IBEX)
During the months of November, December, January, February, the system load is usually above the average. In this period is common to observe high electricity prices. The reasons are mostly related to the dominant generation from fossil fuels (40-45%) – coal and natural gas. It is typical when the demand increases, TPP to start operating at a higher capacity. TPPs are one of the most expensive producers in Europe due to the high prices of carbon allowances.
Table 2. Main power producers in Bulgaria, generation price and production for 2019 (Source: EWRC Price Decision for 2020/2021, ESO Statistical Book for 2019)
Another very important factor driving the price of electricity in the winter is the reduced production from renewable energy sources, especially HPPs and PVs. In contrast to these two technologies, wind parks in Bulgaria produces above average in wintertime. Given higher levels of hydro reserves in 2021, HPPs managed to compensate for the sharp peaks in consumption in the coldest days.
Electricity production in Bulgaria is mainly dominated by TPPs and NPP Kozloduy, which cover more than 85% of the demand. The remaining 15% is supplied by RES producers, with HPPs having the largest share (Table 2). If we compare the production price of electricity from different sources, it becomes clear that only the state-owned NPP Kozloduy and HPPs owned by NEK can generate electricity at a price below 100 BGN / MWh. All other technologies in place, with a few exceptions, are subsidized in order to be able to sell at competitive market prices. A major challenge in the coming years will be the construction of new plants that can offer attractive prices and services without state subsidies.
Figure 2. Average daily load of the electricity system and corresponding spot prices on IBEX in January 2021 (Sources: ENTSO-E and IBEX)
[:bg]
Статията е публикувана във февруарския брой на списание Ютилитис.
Още в края на миналата година пазарите на електроенергия и енергийни продукти почти възстановиха ценовите си нива от преди пандемията, въпреки действащите ограничения в редица европейски държави, вкл. и в България. През януари вече станахме свидетели и на своеобразни рекорди като цените на спот пазарите на природен газ надхвърлиха 26 евро/MWh, въглеродните емисии 34.8 евро/тон, а електроенергията се движеше в границите 50-80 евро/MWh, като в Испания и Португалия обхванати от студената вълна цените в някои дни преминаха 90 евро/MWh. Всичко това се случва на фона на все още намаленото потребление в Европа и относително меката зима. Този своеобразен ръст е причинен, както от липсата на налично евтино производство, така и от тенденциите на световните пазари за увеличение на цените на енергийните стоки.
В България ситуацията е много сходна като тази в Европа, но предвид по-топлото време и по-ниските цени в региона сме в позицията на един от най-евтините пазари през първия месец на 2021 г. Средната цена на Българската независима енергийна борса (БНЕБ) за януари е 53.1 евро/MWh, а средната за Европа е 56.3 евро/MWh, като две държави – Швейцария и Италия надхвърлят 60 евро/MWh.
Фигура 1. Среднодневни цени на електроенергията за януари 2021 в европейските страни (Източник: Energylive)
Исторически товарът на електроенергийната система (ЕЕС) и спот цените са в почти пряка зависимост, 2021 не прави изключение. Когато товарът се увеличи и средните цени се увеличават. Същото е валидно и в обратната посока – намаляването на товара намалява цените. Зависимостта между двете е почти линейна при нормална работа на ЕЕС. От друга страна при екстремни товари и ситуации цените могат рязко да се увеличат. За период от две години 2019 и 2020 часовете с над 6000 MWh консумация са редки 2% – 4%. Такива високи системни натоварвания са характерни за зимните месеци, особено за по-дългите периоди с отрицателни температури. През по-голяма част от времето (45%) почасовото натоварване в България е в диапазона между 4000 и 5000 MW.
Както бе споменато по-рано, почасовите цени на БНЕБ са свързани с потреблението. Изключително високите цени са типични за часовете с натоварване от над 6000 MW. Над средните остават и цените при товар над 4000 MW.
Таблица 1. Средна цена на БНЕБ за 2019 г. при определен товар на електроенергийната система (Източници: ENTSO-E и БНЕБ)
През месеците ноември, декември, януари, февруари обикновено товарът на системата е над средното за годината ниво. Тогава, ако няма други фактори, които да имат преобладаващо влияние върху пазара на електроенергия, е обичайно да се наблюдават високи цени на електроенергията.
Причините са най-вече свързани с доминиращото в региона на Централна и Югоизточна Европа производство от изкопаеми горива (40-45%) – въглища и природен газ. Характерно е, когато търсенето се увеличава ТЕЦ-овете да работят на по-висока мощност. ТЕЦ-овете поради високите цени на квотите за въглеродни емисии и заради увеличението на цените на природния газ са едни от най-скъпите производители е Европа. А почасовите и дневните цени на европейските борси, в периоди с високо потребление, се диктуват от най-скъпия източник.
Таблица 2. Основни производители в България, цени, произведени количества за 2019 година (Източник: Ценово решение на КЕВР за 2020/2021 г., Статистическа книжка на ЕСО за 2019 г.)
Друг много важен фактор, теглещ цените на електроенергията нагоре през зимата, е намаленото производство от ВЕИ, най-вече ВЕЦ и ФтЕЦ. За разлика от тези две технологии ВяЕЦ в България произвежда над средногодишните си стойности през зимата. Предвид добрата запълненост на язовирите тази година ВЕЦ успяват да компенсират резките пикове в потреблението в най-студените дни и подсигуриха сигурността на снабдяването при аварийното изключването на 5ти блок на АЕЦ Козлодуй. Вече стана практика НЕК да пази водата в язовирите за студените месеци, за да се избегнат екстремни ситуации като тази през 2017 година, когато бяха оттеглени количества от свободния пазар, бяха затворени границите за експорт на електроенергия, а цените надхвърлиха 200 лв./MWh.
Производството на електроенергия в България е главно доминирано от ТЕЦ и АЕЦ, които осигуряват повече от 85% от необходимата електроенергия. Останалите 15% се поделят между различните ВЕИ производители, като ВЕЦ са с най-голям дял (Таблица 2). Ако погледнем производствената цена на електроенергията при различните източници, става ясно че единствено държавната АЕЦ и ВЕЦовете собственост на НЕК могат да продават на цени под 100 лв./MWh без да са на загуба. Всички останали производства с малки изключения биват субсидирани под някаква форма, за да могат да продават електроенергията си на конкурентни за пазара цени. Основно предизвикателство през следващите години ще бъде изграждането на нови и/или подобряването на стари мощности, които да могат да предложат атрактивни цени без да бъдат субсидирани. Ако не се адресира проблемът с все по-скъпото производство от ТЕЦ, всяка година ще продължаваме да наблюдаваме драстични ръстове в цените най-вече в студените месеци (Фигура 2).
Фигура 2. Средно-дневен товар на електроенергийната система през януари 2021 и постигнати дневни цени на БНЕБ (Източници: ENTSO-E и БНЕБ)