Rast cena prirodnog gasa u Evropi poboljšava kratkoročnu konkurentnost proizvodnje električne energije iz uglja i lignita u Jugoistočnoj Evropi, iako region nastavlja da povećava kapacitete iz obnovljivih izvora i priprema se za stroža ograničenja emisija ugljen-dioksida.
Proizvodnja električne energije iz gasa na posmatranim tržištima Jugoistočne Evrope pala je za 30,3%, na 2,72 TWh, u 34. nedelji u odnosu na 30. nedelju, dok je proizvodnja iz uglja i lignita porasla za 6,76%.
Ukupna termoenergetska proizvodnja ipak je pala za 13,1%, na 6,34 TWh, što znači da nije došlo do opšteg povratka proizvodnje iz fosilnih goriva, već do promene strukture termoenergetskog miksa.
Evropska referentna cena gasa TTF u proseku je iznosila oko 63,99 evra/MWh od 17. do 21. avgusta, a na kraju tog perioda dostigla je 65,87 evra/MWh.
Tržište gasa dodatno je zategnuto od tada, pa su evropske referentne cene početkom septembra premašile 75 evra/MWh, usled zabrinutosti zbog snabdevanja tokom zime.
To direktno utiče na cene električne energije.
Kombinovane gasne elektrane mogu biti među najefikasnijim termoenergetskim postrojenjima u regionu, ali njihov granični trošak proizvodnje brzo raste kada poskupi gorivo. Termoelektrane na ugalj i lignit koje imaju pouzdano domaće snabdevanje gorivom zato mogu ponovo dobiti više sati angažovanja, čak i kada se suočavaju sa višim troškovima emisija ugljen-dioksida.
Ovaj trend je posebno relevantan za Srbiju, Bosnu i Hercegovinu, Bugarsku, Severnu Makedoniju, Rumuniju i delove šireg tržišta Centralne i Istočne Evrope, gde su kapaciteti na ugalj ili lignit i dalje raspoloživi.
To ne predstavlja preokret dugoročnog procesa napuštanja uglja.
Cene emisija ugljen-dioksida u Evropi, starenje proizvodnih jedinica, ekološki zahtevi i nacionalne obaveze u oblasti dekarbonizacije i dalje otežavaju nove investicije u termoelektrane na ugalj.
Ovaj pomak je pre svega podsetnik da kratkoročni redosled angažovanja elektrana i dugoročni investicioni prioriteti nisu ista stvar.
Elektrana na lignit koja verovatno ne bi mogla da privuče kapital za još 30 godina rada i dalje može imati značajnu ekonomsku vrednost tokom nedelje u kojoj cene gasa naglo porastu, proizvodnja iz vetra padne, a večernje cene električne energije premaše 200 evra/MWh.
Značaj takve fleksibilnosti raste sa povećanjem udela obnovljivih izvora energije.
Solarne elektrane mogu pokriti sve veći deo dnevne potrošnje, ali sistem i dalje zahteva dispečabilnu proizvodnju nakon zalaska sunca. Ako baterijski sistemi, hidroelektrane, upravljanje potrošnjom i uvoz ne mogu da popune taj nedostatak, termoelektrane postaju preostali izvor električne energije.
Trošak tog poslednjeg potrebnog megavat-sata određuje veleprodajne cene.
Cene gasa zato nastavljaju da utiču na tržišta električne energije u Jugoistočnoj Evropi čak i kada gasne elektrane proizvode manje megavat-sati.
Relativno mala količina skupe proizvodnje iz gasnih elektrana može da odredi graničnu cenu tokom sati kada je tržište zategnuto. Alternativno, visoke cene gasa mogu pomeriti ugalj ispred gasa u redosledu angažovanja elektrana, povećavajući korišćenje termoelektrana na ugalj.
Region zbog toga ulazi u složen period tranzicije.
Proizvodnja iz obnovljivih izvora raste dovoljno brzo da smanji prosečnu iskorišćenost fosilnih goriva, ali još ne dovoljno brzo, niti uz dovoljno skladišnih kapaciteta, da bi termoenergetski kapaciteti mogli da budu potpuno eliminisani iz perioda tržišne oskudice.
Visoke cene gasa čine tu tranziciju skupljom i povećavaju kratkoročnu ekonomsku vrednost postojećih termoelektrana na ugalj.
Za tržišta električne energije u Jugoistočnoj Evropi, uloga uglja sve se manje zasniva na obezbeđivanju neprekidne bazne proizvodnje, a sve više na očuvanju dispečabilnih kapaciteta koji mogu da budu angažovani kada drugi izvori nisu dostupni ili su preskupi.
Čistiji elektroenergetski sistem koji se dugoročno razvija zato je, za sada, i dalje zavisan od starog goriva kada gas postane dovoljno skup.
