Европа пришла к дисбалансу электрогенерации

На бирже электроэнергии в последние месяцы царит оживление. Фото Reuters

Проблему появления отрицательной цены на электроэнергию в Европе в последнее время стали активно обсуждать на страницах российских массмедиа, делая вывод, что Европа успешно обошлась без российских поставок энергоресурсов, поскольку поставила на возобновляемые источники энергии. Эти утверждения входят в противоречие с планами европейских правительств (кроме Германии ) по массированному развитию строительства АЭС и строительству приемных терминалов для завоза сжиженного природного газа (СПГ).

Согласно данным Power Reactor Information System (PRIS) от 27 марта 2023 года, статус действующего ядерного энергоблока имеют в мире 422 блока общей установленной мощностью 377 891 МВт(э) нетто; в стадии строительства находятся 57 блоков общей установленной мощностью 59 747 МВт(э) нетто; 17 блоков имеют статус suspended operation («приостановленный»). С начала 2023 года синхронизированы с сетью два новых ядерных энергоблока: в Китае – блок № 3 АЭС Fangchengang (1000 МВт(э), PWR, 10 января) и в Словакии – блок № 3 АЭС Mochovce (440 МВт(э), PWR, 31 января). Началось строительство одного блока: в Китае – блок № 4 на АЭС Sanmen (1163 МВт(э), PWR, 22 марта). Окончательно остановлены два блока: в Бельгии – блок № 2 АЭС Tihange (1008 МВт(э), PWR, 1 февраля) и на Тайване – блок № 2 АЭС Kuosheng (985 МВт(э), BWR, 15 марта).

Правительство Германии уже обеспечило ввод в строй 5 мобильных плавучих терминалов для приема СПГ. Всего же для замены российского газа Германии, по данным газеты Frankfurter Rundschau, понадобится 11 терминалов на побережье страны. Кроме того, природный газ в Германию поставляется по трубопроводам из Норвегии и Нидерландов.

Давайте разберемся, как появляется так называемая отрицательная цена.

Если предлагаемое к продаже количество электроэнергии не находит покупателя, то возникает отрицательная цена кВт-ч. Это может происходить при перепроизводстве электроэнергии или при резком снижении спроса.

Утверждается, что негативные цены на электроэнергию могут на короткие периоды появляться на краткосрочных биржах по продаже электроэнергии. Это явление известно с 2008 года, когда, собственно, и началось активное строительство ветровых и солнечных электростанций. Но утверждать, что расширение строительства возобновляемых источников энергии может побудить производителей платить потребителям, представляет собой если не глубокое заблуждение, вызванное незнанием предмета, то попыткой ввести читателя в заблуждение для получения каких-либо (скорее политических) дивидендов. Ведь любой участник рынка независимо от предлагаемого на нем товара (а электричество – это товар) заинтересован в получении прибыли. И только чрезвычайные обстоятельства могут побудить его от прибыли отказаться.

Наиболее часто с таким явлением, как негативная цена на предложенный продавцом кВт-ч, в Европе сталкиваются в выходные и праздничные дни или во время введения ограничений на деятельность экономики, как это было в 2020-м и в последующие годы в связи с пандемией коронавируса.

Принцип заключается в том, что тот, кто пытается в отсутствие спроса предложить свою электроэнергию, должен за ее поставку в электросеть заплатить. Негативная цена под этим углом зрения представляет собой математическую величину, которая отражает неравновесие рынка. Обычно следствием ее появления является сокращение производства, поскольку электроэнергия – специфический товар, который сложно поддается накоплению и хранению.

В немецкой прессе как парадный пример негативной цены приводится ситуация, которая сложилась на Лейпцигской бирже электроэнергии (EEX) в период Рождества 2009 года. Пик проблемы пришелся на 3–4 октября 2009 года. По обычной цене в 50 евро за кВт-ч покупателей не находилось, и производитель электроэнергии был поставлен перед дилеммой: снижать производство или самому платить покупателю, чтобы тот забрал предложенные им объемы электроэнергии. В этом случае производителям пришлось считать, что им было бы более выгодным (то есть принесло бы меньше убытков) заплатить покупателю или сначала снизить мощность электростанции, а потом (когда рынок уравновесится) снова увеличивать. Как правило, производитель произведенные им в связи с создавшейся рыночной ситуацией расходы (будь то выплаты потребителю или издержки по снижению и увеличению мощности) позднее перекладывает на конечного потребителя. Аналогичная ситуация сложилась и в марте 2020 года.

В этот месяц были благоприятные погодные условия, позволившие солнечным электростанциям увеличивать производство электроэнергии, а антиковидные меры резко снизили потребление электроэнергии. В результате рынок пошел вразнос, и негативная цена составила 55 евро за кВт-ч. Но следует отметить, что производитель электроэнергии нередко находится в условиях, когда он не может по техническим или правовым условиям снизить объем производства. Это связано с особенностями такого специфического товара, как электроэнергия. Так, невозможность создания запасов готовой продукции приводит к необходимости создания резервов генерирующих мощностей, пропускной способности электрических сетей и запасов топлива на электростанциях. Величина резервов нормируется, а затраты на поддержание резервов включаются в стоимость электроэнергии. В этом плане электростанция, участвующая в поддержании резервов, не может снижать свои мощности ниже определенного договорными обязательствами с сетевыми компаниями уровня. Также и для АЭС в силу особенностей их производственного процесса крайне сложно увеличивать или снижать в краткосрочном аспекте производство электроэнергии.

Аналогичные события происходят и с другими энергетическими товарами. Так, в апреле 2020 года на рынке нефти создалась ситуация, когда, даже несмотря на сокращение производства сырой нефти странами ОПЕК, вследствие пандемии коронавируса образовался излишек предложения и продавцы нефти были готовы платить покупателям премию за покупку у них предложенной нефти. В этот период котировалась WTI на Нью-Йоркской фьючерсной бирже c негативной ценой в 40 долл. за баррель, что отражало стоимость ее хранения.

Проблемой ветровой и солнечной энергетики как раз является отсутствие достаточно емких накопителей для произведенной электроэнергии. Поэтому в большинстве случаев производителям приходится скорее просто останавливать свои ветряки или отключать солнечные панели в случае отсутствия спроса, чем платить покупателям за потребление излишнего количества электроэнергии.

Разберемся, выгодна ли негативная цена на электроэнергию потребителю? Дело в том, что тарифы на электроэнергию носят долгосрочный характер и в тарифе наряду с биржевой ценой содержится множество других компонентов, и их величина при негативных ценах может даже возрастать. Немецкий портал The Power of Many утверждает, что непосредственно от низких цен на электроэнергию выигрывают крупные потребители в промышленности или фирмы, занимающиеся снабжением электроэнергией других потребителей. Как правило, они непосредственно имеют доступ к бирже, и именно те, кто организует свой процесс потребления гибко в соответствии с принципом Demand Response, может получить дополнительную прибыль.

В Германии потери производителей электроэнергии, и прежде всего солнечной и ветровой, компенсируются в случае негативных цен, согласно специальному законодательству. Но все затраты, связанные с этим, перекладываются на тарифную составляющую для рядовых потребителей.

С точки зрения портала в будущем избежать негативных цен на электроэнергию можно за счет повышения гибкости как на стороне производителя, так и на стороне потребителя развитием трансграничной торговли электроэнергией, созданием дополнительных мощностей для накопителей электроэнергии и наконец переводом возобновляемых источников энергии из дотируемого правительством сектора полностью на рыночные рельсы.