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)
