В представения от Европейската комисия проект на нов Регламент за електронергийния пазар се въвежда нов стандарт за емисионно представяне (ESP до 550gCO₂/kWh) за производствените мощности, които ще участват в механизмите за капацитет. Този праг ще бъде приложим за съществуващите централи 5 години след влизането в сила на Регламента, а за новите влиза незабавно в изпълнение. За да допринесе за повече информираност и обективност в европейския дебат по енергийната политика, EURELECTRIC възложи на Compass-Lexecon да извърши независима оценка на въздействието на правилото 550 EPS върху европейските пазари за енергия и мощност. Compass-Lexecon прилага динамичните си модели като разглежда два сценария:

• Референтният сценарий допуска, че всички държави, разгледани в модела, разполагат с пазарно-базиран и прилаган спрямо целия енергиен пазар механизъм за капацитет
• Сценарият 550 EPS допуска, че във всички държави на пазарите за капацитет се прилага стандартът за емисионно представяне за всички мощности, както е в предложението за нов регламент.

Разгледаните държави са разделени на два големи региона – Западна Европа (Австрия, Белгия, Дания, Франция, Германия, Италия, Люксембург, Холандия, Португалия, Испания) и Източна Европа (България, Хърватска, Чехия, Естония, Гърция, Унгария, Латвия, Литва, Полша, Румъния, Словакия и Словения).

Екологични цели: 

• 49% ВЕИ в електропроизводството през 2030 г., в съотвествие с ВЕИ-целите на ЕС
• В крак с траекторията за намаление на СО₂-емисиите до 2050

Термично производство:

• Намаляване на дела на термичните централи до 4% през 2050, при което се гарантира почти въглеродно неутрално снабдяване с електрическа енергия
• Въглищата остават по-евтини от природния газ за производство на електрическа енергия до 2040, според прогнозите на МЕА за цени на горива и СО₂

Произтичащи от това прогнози за развитие на мощностите:

• Изведени от експлоатация ТЕЦ: 10ГВт, от които 88 ГВт базови мощности и 14 ГВт – върхови
• Заместени от по-гъвкави централи:
  • 38 ГВт допълнително нови базови мощности
  • 60 ГВт допълнително нови върхови мощности (23 ГВт батерии, 13 ГВт Demand Response,  24 ГВт нови ТЕЦ
• …и 275 ГВт нови ВЕИ между 2020-2040, достигащи до общо 565 ГВт през 2040

NB. Базовите мощности включват ТЕЦ с газови турбини с комбиниран цикъл (CCGT), лигнитни/въглищни ТЕЦ, без ядрени централи. Върхови ТЕЦ са тези на газ (OCGT – газови турбини с отворен цикъл) и петролни, CHP не се включват.

Неравномерно влияние върху базовите ТЕЦ на континента

• 24% от базовите термични мощности в Западна Европа са неприемливи за механизмите за заплащане на капацитети (варирайки от 0% във Франция до 72% в Германия)
• 41% от базовите термични мощности в Източна Европа са неприемливи за пазарите за мощности (91% за Полша, 100% за България и Естония)

Почти всички върхови термични мощности са повлияни:

• 12,6 ГВт от върховите термични мощности в Западна Европа са неприемливи за механизмите за плащания за капацитет
• 2,5 ГВт от върховите термични мощности в Източна Европа са неприемливи

• Базовите централи са частично заместени от нови върхови мощности, товаровият фактор намалява с увеличаването на навлизането на ВЕИ
• 550 EPS ще доведе до общо 19 ГВт (12ГВт още през 2025) допълнитени нови термични базови мощности, за да компенсират решенията за ранно затваряне на 27 ГВт съществуващи централи
• Това ще изисква 15 млрд. евро (спрямо 2016) допълнителни инвестиции
• Тези нови централи имат технически живот от 30 години, но за да допринесат за декарбонизацията на електроенергийния сектор, участието им ще трябва да бъде лимитирано във времето. Поради това тези централи най-вероятно ще се превърнат в замразени активи
• Чрез заместването на евтиното въглищно производство от по-скъпите газови ТЕЦ, 550 EPS ще доведе до зачестяване на периодите, при които пазарните електроенергийни цени ще се установяват от газовите централи, което на свой ред повишава разходите за енергия
• Допълнителните енрегийни разходи в сравнение с референтния сценарий биха били
  • Западна Европа – 53 милиарда евро
  • Източна Европа – 20 милиарда евро
• Тези допълнителни разходи ще подкопаят конкурентоспособността на електроенергията спрямо другите енергийни носители и ще забавят електрификацията на траспорта и на сектора на отоплението и климатизацията, необходима за декарбонизацията на европейската икономика
• Плащанията от пазарите за капацитет към нови централи ще са с поне 35 милиарда евро повече за осигуряване на необходимите поне 32 ГВт нови инвестиции за сигурност на снабдяването
• Средната цена за единица мощност ще се увеличи с 2 евро/кВт за Западна Европа и 4 евро/кВт за Източна Европа със значителни вариации между страните, в зависимост от необходимите нови инвестиции
• В периода 2020-2040 електропроизводството от природен газ ще се повиши средно с 40% – устойчив ръст от 90ТВтч/год. през 2025 до 160ТВтч/год. през 2040. Това ще изисква значителни инвестиции в газова инфруструктура и тревоги за зависимостта от внос на природен газ

• 550 EPS няма да постигне политическите цели за подкрепа на декарбонизацията, тъй като общите въглеродни емисии на ЕС ще останат непроменени. В допълнение по-високите енергийни разходи при този сценарий ще доведат до затормозяване на процеса на електрификация и на редуцирането на СО2 емисиите в транспорта, отоплението и климатизацията
• Допълнителното редуциране на емисиите от електроенергийния сектор ще струва по-скъпо от цените на въглеродния двуокис по Схемата за търговия с емисии
• Припокриването на 550 EPS със схемата за търговия с емисии допълнително подкопава ролята на СТЕ като основен двигател на декарбонизацията на ЕС