Termoelektrane u Jugoistočnoj Evropi gube ekonomsku prednost, ali ostaju ključne za stabilnost sistema

Termoelektrane širom Jugoistočne Evrope ulaze u strukturno zahtevnije tržišno okruženje, gde se ekonomika konvencionalne proizvodnje sve češće sudara sa operativnom realnošću sistema. Dvadeset prva nedelja pokazala je pad ekonomičnosti usled rasta proizvodnje iz obnovljivih izvora energije, slabljenja potražnje za električnom energijom i naglog smanjenja regionalnog uvoza.

Ukupna proizvodnja iz termoelektrana pala je za 5% u odnosu na prethodnu nedelju i iznosila je 3,84 TWh. Proizvodnja iz gasnih elektrana smanjena je za 6,6%, dok je proizvodnja iz elektrana na ugalj i lignit zabeležila pad od 2,4%.

Manja proizvodnja ne znači kraj potrebe: termoelektrane se premeštaju na funkcije stabilnosti

Na prvi pogled, manja proizvodnja termoelektrana može delovati kao jednostavan indikator dekarbonizacije. Međutim, tekst naglašava da je slika složenija: termoelektrane gube radne sate i uticaj na formiranje cena, ali elektroenergetski sistemi i dalje zavise od njih kada je reč o balansiranju, rezervnim kapacitetima i održavanju stabilnosti tokom večernjih skokova potrošnje.

Upravo ta kontradikcija postaje centralni investicioni i regulatorni izazov u regionu. Konvencionalna postrojenja više nisu samo proizvođači bazne energije; sve češće deluju kao sredstva za balansiranje sistema kada obnovljivi izvori oslabe ili kada potrošnja naglo poraste nakon pada solarne proizvodnje.

Razlike među državama pokazuju novu ulogu konvencionalnih kapaciteta

Mađarska je zabeležila najveći pad proizvodnje iz termoelektrana u regionu, od čak 35,8%, prvenstveno zbog smanjenja proizvodnje iz gasnih elektrana. Rumunija i Srbija takođe su zabeležile dvocifrene padove proizvodnje iz elektrana na ugalj. Nasuprot tome, Grčka je povećala proizvodnju termoelektrana za 4,2%, dok je proizvodnja iz gasnih elektrana porasla za 7,5% kako bi nadoknadila slabiju proizvodnju iz vetroelektrana i hidroelektrana.

Ove razlike ilustriraju da se vrednost konvencionalnih postrojenja sve više vezuje za sposobnost da popune „rupe“ nastale promenljivom obnovljivom proizvodnjom—posebno tokom večernjih vršnih opterećenja.

Finansijski pritisak raste: manje sati rada menja tradicionalnu ekonomsku logiku

Operativna promena ima finansijske posledice jer su elektrane na ugalj i gas tradicionalno projektovane za visok stepen iskorišćenosti i relativno stabilan režim rada. U novoj tržišnoj strukturi suočavaju se sa manjim brojem godišnjih radnih sati, češćim pokretanjem i zaustavljanjem postrojenja, većom unutardnevnom volatilnošću i rastućom zavisnošću od prihoda sa tržišta za balansiranje umesto od prodaje bazne energije.

Za sisteme koji se u velikoj meri oslanjaju na ugalj—poput Srbije—pritisak je posebno izražen. Proizvodnja iz solarnih elektrana širom regiona porasla je za 8,1% tokom 21. nedelje, dok je regionalna potrošnja električne energije opala za 1,7%. Tokom dnevnih sati termoelektrane teže konkurišu obnovljivim izvorima sa niskim marginalnim troškovima proizvodnje. Ipak, tokom večernjih vršnih opterećenja ostaju ključne za stabilnost sistema.

Potreba za novim mehanizmima plaćanja kapaciteta raste

Zbog toga raste potreba za tržišnim mehanizmima koji mogu da obezbede prihode konvencionalnim postrojenjima koja pružaju pouzdanost sistema čak i kada im tržište ne daje dovoljno prostora kroz prodaju energije. Tekst navodi da bi mehanizmi poput plaćanja kapaciteta, strateških rezervi i naknada za pomoćne usluge verovatno trebalo da dobijaju sve veći značaj kako konvencionalna postrojenja budu gubila prihode na tržištu električne energije.

Cena gasa drži troškove visoko: fleksibilnost ostaje skupa

Dodatnu komplikaciju donosi ekonomika prirodnog gasa. Cena gasa na referentnom tržištu TTF ostala je blizu 50 €/MWh, što održava visoke troškove proizvodnje u gasnim elektranama širom Evrope. Time fleksibilne gasne elektrane ostaju komercijalno skupe uprkos tome što se operatori sistema oslanjaju na njih radi balansiranja promenljive obnovljive proizvodnje.

Istovremeno, tekst ukazuje da sistemi skladištenja velikog kapaciteta još nisu dovoljno rasprostranjeni da bi mogli u potpunosti zameniti fleksibilnost termoelektrana. Rezultat je prelazna faza: sistemima su potrebni konvencionalni rezervni kapaciteti, ali tržište često nije sposobno da ih samostalno finansijski održi.

Razlike u cenama dodatno pojačavaju rizik profitabilnosti

Primer Italije pokazuje kako viša prosečna cena može biti povezana sa zavisnošću od fleksibilnih gasnih elektrana i uvoza električne energije: uprkos padu cena u regionu, Italija je ostala tržište sa najvišom prosečnom cenom električne energije od 116,31 €/MWh. U Srbiji je prosečna cena pala na 81,24 €/MWh—što se povezuje sa kombinacijom intenzivne solarne proizvodnje i slabije potražnje koja brzo obara cene čak i tamo gde se sistem značajno oslanja na ugalj.

Takve razlike povećavaju pritisak na operatore termoelektrana na tržištima sa nižim cenama poput Srbije, Bugarske i Rumunije. Tekst navodi mogućnost daljeg pogoršanja profitnih marži ukoliko ne obezbede dodatne prihode kroz tržišta za balansiranje ili odgovarajuće regulatorne mehanizme podrške.

Kako investitori procenjuju vrednost: fokus se pomera sa obima na fleksibilnost

Za investitore ovaj razvoj menja način procene vrednosti termoenergetskih postrojenja: buduća vrednost sve manje zavisi od ukupne godišnje proizvodnje, a sve više od sposobnosti fleksibilnog rada, brzine promene opterećenja, minimalnog stabilnog nivoa rada, troškova pokretanja postrojenja, energetske efikasnosti te pristupa tržištima pomoćnih usluga i učestvovanja na tržištima za balansiranje.

Starije i manje fleksibilne elektrane na ugalj time postaju izloženije tržišnim rizicima. Efikasnije gasne turbine i hibridni sistemi povezani sa skladištenjem energije mogli bi duže zadržati stratešku vrednost zahvaljujući mogućnosti brzog reagovanja na promenljivu obnovljivu proizvodnju.

Posledice po obnovljive projekte i industriju: niže veleprodajne cene ne uklanjaju troškove sistema

Trend utiče i na investitore u obnovljive izvore: ako termoelektrane imaju manji uticaj na formiranje cena tokom perioda intenzivne solarne proizvodnje, projektima će biti potrebni sistemi skladištenja ili dugoročni ugovori o otkupu (PPA) radi zaštite ostvarenih prihoda.

Industrijski potrošači mogu kratkoročno imati koristi od nižih veleprodajnih cena električne energije, ali ukupni troškovi sistema ne nestaju—oni se preusmeravaju ka infrastrukturi za balansiranje, mehanizmima rezervi i investicijama u mrežu potrebnim da bi pouzdanost bila očuvana uz veći udio obnovljivih izvora.

Poreklo konkurencije menjaće se prekogranično: manje izvoza „uvozne“ energije

Dinamika prekograničnog trgovanja dodatno ubrzava tranziciju. Regionalni neto uvoz pao je za 34,6%, što pokazuje da veća dostupnost energije iz obnovljivih izvora smanjuje potrebu za uvozom električne energije proizvedene u termoelektranama. Istovremeno to znači da termoelektrane širom regiona sve više konkurišu domaćoj proizvodnji iz solarnih i hidroelektrana umesto da profitiraju od tradicionalno visokih potreba za uvozom.

Dugoročno: tri funkcije koje će definisati buduću rolu termoenergetike

Dugoročno posmatrano, tekst zaključuje da će se uloga termoelektrana svesti na tri osnovne funkcije: balansiranje elektroenergetskog sistema; podršku sigurnosti snabdevanja; te obezbeđivanje pouzdanosti tokom sezona sa slabijom proizvodnjom iz obnovljivih izvora energije. Tržište se zato kreće ka drugačijoj strukturi u kojoj su konvencionalne elektrane još potrebne—ali više neće dominirati ni formiranjem cena ni investicionom logikom.

Dvadeset prva nedelja pokazala je da energetska tranzicija Jugoistočne Evrope više nije samo priča o širenju obnovljivih izvora; ona sve više postaje tranzicija ka fleksibilnijem elektroenergetskom sistemu gde termoelektrane opstaju ne zato što proizvode najjeftiniju energiju već zato što obavljaju funkcije koje ostatak sistema još ne može potpuno da zameni.