После того как Прибалтика вышла из БРЭЛЛ, ей пришлось самостоятельно управлять своим энергобалансом. Однако на момент открытия рынка резервных частот в регионе было всего две крупных аккумулирующих мощности, из-за чего цены оказались самыми высокими в Европе.
Это увеличило расходы на балансировку для всех участников рынка и отразилось на конечных потребителях в виде более высокой биржевой маржи и резервных фондов, включенных в фиксированные тарифные пакеты.
По словам совладельца Baltic Energy Partners Марко Алликсона, до открытия рынка резервов было слишком много неопределенностей, и строить аккумулирующие мощности решались лишь некоторые компании с высокой готовностью к риску. Кроме того, до запуска рынка резервов банки не желали финансировать аккумуляторные проекты.
Позже такие проекты уже появились: например, в Эстонии вскоре заработает первый крупный парк мощностью 100 МВт, а некоторые проекты реализованы, например, латвийский системный оператор запустил аккумуляторный парк мощностью 80 МВт. Однако сколько из заявленных проектов будет реализовано до конца - неизвестно.
"На современном балтийском рынке очевидно, что каждые 6 месяцев доходность заметно снижается. Доходность новых аккумуляторных парков, как правило, будет ниже, и, если на рынок выйдут все сегодняшние запланированные проекты, вскоре их доходность может стать отрицательной, как это уже происходило с крупными солнечными парками", - пояснил Алликсон.
Решает рынок
Ценообразование на рынке резервов формируется по аналогии с дневным рынком электроэнергии Nord Pool Spot, где цену задает последний вошедший участник на основе своих предельных издержек. Однако рынок резервов не так прозрачен, как дневной, а его структура все еще находится в стадии постоянного изменения.
"Цены в первую очередь зависят от альтернативных издержек на других рынках, поскольку поставщики могут выбирать, продавать ли мощность на дневном рынке, внутрисуточном или на рынке резервов", - говорит эксперт.
Алликсон отметил, что высокие цены по-прежнему связаны с дефицитом гибких ресурсов по конкурентной цене: многие участники предлагают мощность дешево, но не могут обеспечить текущее регулирование на разумных условиях.
"Многие крупные поставщики не могут разделить свои мощности на меньшие блоки. В этом случае запускаются более дорогие предложения, или стоимость крупного блока распределяется на отдельные часы, что вызывает ценовые пики. Поскольку торговые платформы унифицированы для всей Европы, к нам иногда доходят пиковые цены из-за пределов стран Балтии", - указал Алликсон.
По его словам, наблюдавшийся летом период высоких цен связан с предложениями одного латвийского участника рынка, и они до сих пор находятся на проверке.
Латвия, Литва и Эстония в феврале этого года вышли из БРЭЛЛ и присоединились к энергосистеме Европы. После этого электроэнергия в Прибалтике значительно подорожала. Только за первые пару дней без БРЭЛЛ стоимость электричества в Балтии увеличилась в 2,5 раза - с 62,7 евро за мегаватт до 146,8 евро за мегаватт.
Читайте еще по теме:
Прибалтика утратила контроль над энергетикой >>
Цены на электроэнергию в Латвии улетели в космос из-за "правильной" частоты >>
Скандинавские задворки: что стало с Прибалтикой после выхода из БРЭЛЛ >>