I løpet av de siste to månedene har det blitt observert et merkbart fall i strømforbruket i Bulgaria, drevet både av høye priser i juli, august og september, og av forverringen av den økonomiske situasjonen. Dette ble forklart av Krasimir Zivachki, eksekutivsekretær i Association of Electricity Traders in Bulgaria (ATEB), i et intervju med Dir.bg og 3e-news.net. Ifølge ham er det lønnsomt å investere i RES for eget forbruk og energieffektivitet, gitt at selv med statsstøtte viser strømprisene seg uutholdelige for enkelte selskaper. Bedrifter må forberede seg da sannsynligheten for at høye priser dominerer markedene de neste 2 årene er høy, mener eksperten.
Mr. Zivachki, etter en kort periode med nedgang er strømprisene i Europa igjen på vei tilbake til høyere nivåer. Hva skjer i strømmarkedet?
På strømmarkedet begynner vi å observere den normale sesongmessige prisøkningen. Med temperaturfallet over en lengre periode begynte også økningen i forbruket. Dette gjelder både for Bulgaria og for resten av de europeiske landene. For eksempel i vårt land var topplasten på systemet rundt 5000 MW, mens ESO-prognosen for slutten av måneden spår at den vil nå nesten 6000 MW.
Hvordan forklare forskjellen i prisnivå mellom markedene i Vest-Europa og de i Sørøst-Europa? Kan du i denne forbindelse forklare betydningen og påvirkningen av de såkalte “flaskehalsene” på prisene?
Denne forskjellen er diktert av flere faktorer. Gode værforhold i Vest-Europa med relativt høye temperaturer for sesongen kombinert med høy produksjon fra vindparker og tilbakeføring av flere produksjonsanlegg etter endt reparasjonsprogrammer bidrar til lavere priser pr. sammenlignet med region Sentral- og Sørøst-Europa. , der Bulgaria faller. Vest-Europa er koblet til land med billig strømproduksjon som Polen, Norge, Sverige og Danmark (i perioder med høy vindproduksjon). Nedgangen i etterspørselen etter elektrisitet på de vesteuropeiske markedene er også merkbar på grunn av begrenset eller til og med fullstendig opphør av forbruket til de forskjellige industrielle og kommersielle forbrukerne.
I vårt land hadde været også en gunstig effekt på prisene, og det er grunnen til at prisen i oktober var mer enn 2 ganger lavere enn i august, og dette var ved den sjette blokken til Kozloduy atomkraftverk i planlagt årlig reparasjon. I motsetning til Vest-Europa er regionen vår omgitt av et svært mangelfullt land, det vil si tradisjonelle importører – som Hellas, Serbia, Nord-Makedonia, Ungarn og i det siste også Romania, spesielt etter problemene med strømforsyning fra Ukraina til Moldova og Romania, diktert av militæret handlinger. Enkelt sagt bidrar etterspørselen etter elektrisitet i våre nabomarkeder også til prisvekst i Bulgaria. Vi har en betydelig økt eksportkapasitet innenfor markedsforeningen «Day Ahead», med over 700 MW for Hellas og over 1 800 MW for Romania. Det skal imidlertid bemerkes at på enkelte dager og til bestemte tider, spesielt midt på ettermiddagen, har vi import. Den kommer fra både Hellas og Romania, når RES-produksjonen i disse landene er høy.
Bør den bulgarske økonomien forberede seg på høyere prisnivåer?
Med de nylige handlingene til nasjonalforsamlingen er det garantert et pris-“tak” rett og slett (selv om dette ikke er en veldig presis definisjon, og det er derfor jeg setter det i anførselstegn) på 200 BGN/MWh for hele 2023. Dette “taket” vil gjelde for alle forbrukere, siden det for store industrifolk er visse krav, som imidlertid sannsynligvis vil bli forlatt og de vil kunne dra full nytte av det faste “taket”.
Et tilsvarende “tak” for de siste 6 månedene av 2022 var 250 BGN/MWh. For noen selskaper viste imidlertid selv denne kostnaden seg uoverkommelige, og de reduserte eller til og med stoppet strømforbruket drastisk. Følgelig har det de siste to månedene i Bulgaria vært et merkbart fall i forbruket, diktert både av de høye prisene i juli, august og september og av forverringen av den økonomiske situasjonen.
Selv med den prisbeskyttelsen staten gir mot høye strømpriser, er det lønnsomt for flertallet av yrkesforbrukerne å investere i energieffektiviseringstiltak og RES-prosjekter til eget forbruk. Så etter min mening er svaret ja, selskaper må være forberedt fordi sannsynligheten for at høye priser dominerer markedene de neste 2 årene er høy.
Mr. Zivachki, etter å ha redusert gassetterspørselen med 15 %, har EU-kommisjonen også anbefalt en reduksjon i etterspørselen etter elektrisitet, så vel som en reduksjon i forbruket i rushtiden. Hvordan skal dette tolkes og hva betyr det for den bulgarske økonomien?
For øyeblikket betyr ikke dette noe for den bulgarske økonomien, fordi et slikt tiltak ikke er ment å brukes i Bulgaria. Personlig ser jeg ikke viljen til å ta en slik avgjørelse, noe som mest sannsynlig vil skade enkelte ikke-hjemmestrømforbrukere.
Hvordan påvirker EUs krav om å takle høye strømpriser tradere, gitt at du er et viktig ledd i forsyningskjeden?
Foreløpig er bekymringen til alle markedsaktører – generatorer, sluttkunder, nettoperatører og elektrisitetshandlere – hvordan forordning (EU) 2022/1854 om beredskap i møte med høye energipriser skal implementeres. Dessverre har vi allerede et negativt eksempel i Romania, hvor elektrisitets- og gasshandlere ble beskattet, noe som førte til mange negative konsekvenser for det rumenske markedet. En rekke ATEB-medlemmer som er aktive i dette markedet har sluttet å handle der, tradere forlater sine kunder, ingen langsiktige handler har blitt foretatt siden september, omsetningsmengder i spotmarkedet har falt betydelig og mange andre konsekvenser som ikke bare har nasjonale, men også regional refleksjon.
Har du klare signaler eller data om returer til en leverandør av siste utvei? (DP OG) eller et regulert marked? Jeg stiller dette spørsmålet fordi jeg innså at det er “smuthull” som mikrobedrifter drar nytte av.
Jeg vet ikke om disse «smuthullene», men det er et faktum at det er tilfeller hvor små bedrifter endrer type abonnent fra yrkes- til bolig og dermed drar fordel av de lavere prisene på det regulerte markedet.
Når det gjelder Suppliers of Last Resort (SPI), er det faktisk en tendens til at et visst antall kunder foretrekker en SPI fremfor en elektrisitetshandler. DPI er, som navnet antyder, en “back-up” leverandør som skal sørge for forsyning av kunder i ekstreme tilfeller. De bør levere strøm til kunder som ikke har valgt annen leverandør eller som den valgte leverandøren ikke leverer av årsaker utenfor kundens kontroll. Derfor bør prisen på DPI være den høyeste sammenlignet med andre leverandører (traders) i det åpne markedet, for å oppmuntre kundene til å velge ny leverandør raskere med bedre betingelser. I praksis er dette ikke lenger tilfelle siden februar, og i mange tilfeller er DPI den mest lønnsomme leverandøren. Lave DPI-priser er forårsaket av anomalier i prisene i et balansemarked og mer spesifikt mangelpriser under børspriser. Som du vet, i formelen som bestemmer den endelige prisen på DPI, er det nettopp prisene på mangel som kommer inn.
Er det indikasjoner fra ATEB-medlemmer på endring i etterspørselen etter elektrisitet, for eksempel på grunn av bruk av rene RES-kilder eller økte energieffektiviseringstiltak?
Saken er, som jeg nevnte tidligere, vi hadde 2 måneder med lavere forbruk enn forventet. Jeg tilskriver dette en kombinasjon av faktorer – på den ene siden høye strømpriser, men på den andre siden RES-prosjekter utført for eget forbruk. Energieffektivitet spiller også inn, men her forventer jeg at resultatet blir mer merkbart i vinterhalvåret.
Hvordan påvirker ikrafttredelsen av 15-minuttersregelen?
Spørsmålet kan vurderes fra systemansvarlig strøm (ESO) og fra balansegruppenes koordinatorer. Med ESO er det en betydelig reduksjon i oppgjørsperioder, der balansekapasitet som virker i begge retninger er inkludert. Det var slik 97% av tiden. Nå synker andelen til 25,5 %. En av hovedårsakene er etter min mening rett og slett forkortingen av oppgjørsperioden fra 1 time til 15 minutter, ikke aktivitetene knyttet til å forbedre styringen av systemet. Resultatene for den uavhengige operatøren er gode, og ESO har nå råd til å tenke i retning av å innføre en enkeltprismetodikk for ubalansen, som vi vil oppfylle europeiske forskrifter (forordning (EU) 2017/2195) og løftene til utvinnings- og bærekraftsplan.
Med koordinatorene er resultatene, vil jeg si, tålelige. Det er imidlertid en økning i de absolutte beløpene for over- og underskudd, varierende mellom 10 og 20 % for de ulike koordinatorene. Effekten er en liten økning i balansekostnadene. Så langt må alt tas i betraktning, for når prisene øker, øker balansekostnadene tilsvarende, noe som er farlig. Derfor er det viktig, før introduksjonen av den nye metodikken for enkeltprisen, å tillate flere måneder for markedsdeltakere å “venne seg til” oppgjøret på 15 minutter og om nødvendig løse visse tekniske problemer.
Har du fortsatt problemer med bedriftskompensasjonsordningen?
Takket være innsatsen fra kjøpmenn, Energidepartementet og spesielt Elsystemsikkerhetsfondet går det bra. Problemet kommer fra selve systemet, som i utgangspunktet skaper likviditetsproblemer for leverandørene. Betalinger under programmet til selgere, for eksempel den første dagen i måneden, skjer 45 dager etter at forhandleren opprinnelig har kjøpt (betalt) strømmen. Likviditetsproblemer forverres når vi har betydelige økninger og når ekstreme priser, slik tilfellet var i august og september.
Ordningen skjuler fortsatt risiko for leverandørene, og derfor synes jeg det er verdt å tenke i retning av å sikre likviditet i form av lavrentelån, kredittlinjer og andre former for finansiering for næringsdrivende (f.eks. programmer fra departementet for Finans, Bulgarian Development Bank og etc.), i tilfelle markedet kommer seg kraftig. Dette vil selvsagt ikke være en uttaksordning, slik tilfellet er for profesjonelle forbrukere, men en form for lån for å dekke kjøpmenns arbeidskapitalbehov. En slik mekanisme vil helt sikkert bringe trygghet til markedet, og vi har allerede slike eksempler i andre europeiske land.
