Резюме на Мониторинговия доклад на ACER за развитието на енергийните пазари на едро в ЕС през 2025 г.

На 16 март 2026 г. Агенцията за сътрудничество на енергийните регулатори (ACER) публикува годишния си мониторингов доклад за ключовите развития на пазарите на електроенергия и природен газ в ЕС, обхващащ данни до края на 2025 г. Докладът е структуриран около четири основни оси: глобален контекст и ценова конкурентоспособност, трансформация на електроенергийния пазар под влияние на соларната енергия, динамика на газовите пазари и дефицит на гъвкавост в системата.

Анализът не отразява геополитически развития от началото на 2026 г., което представлява съществено ограничение предвид нестабилната международна обстановка.

Ценова конкурентоспособност – разширяващата се пропаст между ЕС и САЩ

Едно от централните послания на доклада е, че разликата в цените на електроенергията за индустрията между ЕС и САЩ продължава да се разширява. През 2015 г. средната крайна цена за индустриални потребители в ЕС-27 е била 98 EUR/MWh спрямо 62 EUR/MWh в САЩ – разлика от 58%. Към 2025 г. тази разлика достига 104% (151 EUR/MWh в ЕС срещу 74 EUR/MWh в САЩ). По време на кризата през 2022 г. цената в ЕС е достигнала пик от 215 EUR/MWh (+172% спрямо САЩ). Макар следкризисното намаление да е налице, цените не са се върнали на предкризисни нива.

Регионалните различия в рамките на ЕС са също значителни. През първата половина на 2025 г. крайната цена за индустрията в Швеция е 85 EUR/MWh, в Италия – 161 EUR/MWh, а в Германия – 188 EUR/MWh. За сравнение, в Тексас цената е 57 EUR/MWh. ACER подчертава, че за конкурентоспособността на европейската индустрия е от решаващо значение ефективността на трите основни компонента на крайната сметка: борсовата цена на едро, мрежовите такси и данъците.

Цените на електроенергията за домакинствата се стабилизират на повишени посткризисни нива: средно 295 EUR/MWh в ЕС-27 през 2024 г. (при 218 EUR/MWh през 2020 г.). Енергийният и снабдителен компонент вече формира 49% от крайната цена, докато мрежовите разходи са 27%, а данъците и такси – 24%. Фиксираните договори и хеджиращите стратегии забавят пренасянето на спада в борсовите цени, а изтичането на кризисните данъчни облекчения е допълнителен фактор.

На борсово ниво, електроенергията в ЕС е приблизително 1,5 пъти по-скъпа от тази в САЩ, докато природният газ е около 3 пъти по-скъп. Ценовият спред при електроенергията се дължи главно на различия в генериращия микс и разходите за горива, като по-високата експозиция на Европа към динамиката на газовите цени продължава да оказва натиск въпреки нарастващия дял на ВЕИ.

ВЕИ достигат 50% от производството на електроенергия: соларната трансформация

През 2025 г. възобновяемите източници осигуряват около 50% от производството на електроенергия в ЕС-27/ЕИП (за втора поредна година). Соларната генерация е нараснала с 41 TWh спрямо 2024 г., утвърждавайки се като най-бързо растящият източник и изпреварвайки въглищата. По отношение на инсталирани мощности, годишният нов соларен капацитет достига 50 GW през 2025 г. (при 18 GW през 2020 г.). За сравнение, новият наземен вятърен капацитет е 9 GW (при 8 GW през 2020 г.), а офшорният – едва 0,5 GW. Темпът на растеж на вятърната енергия явно се забавя, което буди безпокойство предвид нейната централна роля за балансиране на енергийните системи в прехода.

Въпреки нарастването на ВЕИ, вятърната и водната генерация намаляват през 2025 г. поради неблагоприятни метеорологични условия: вятърната – с 14,3 TWh, водната – с 43,1 TWh. Делът на времето, през което коефициентът на използване на вятърния капацитет е бил под 10%, нараства от 10,3% през 2020 г. до 16,6% през 2025 г. – тенденция, свързана с по-чести и продължителни периоди на слаб вятър (Dunkelflaute). Газовата генерация нараства краткосрочно с 33 TWh, за да компенсира дефицита.

„Патешката крива“ се задълбочава: отрицателни цени и нарастващи вътрешнодневни спредове

Нарастващата соларна пенетрация трансформира ценовите модели на борсовия пазар. Евтината електроенергия по обяд, когато соларната генерация е най-висока, контрастира с резките ценови пикове вечер, когато соларната продукция спада, а наличната системна гъвкавост е ограничена. Средната разлика между минималната и максималната борсова цена в рамките на деня нараства петкратно спрямо 2020 г.: от 28,3 EUR/MWh до 109 EUR/MWh през 2025 г.

Делът на часовете с цени под 5 EUR/MWh нараства от 9% през 2020 г. на 10% през 2025 г., а делът на часовете с цени над 150 EUR/MWh се увеличава от 1,1% (2021 г.) до 8,5% (2025 г.).

На 1 май 2025 г. в Германия е регистриран екстремен вътрешнодневен ценови спред от 294 EUR/MWh: борсовата цена спада до -130 EUR/MWh по обяд и се покачва до +164 EUR/MWh вечерта. На 1 юли 2025 г. горещата вълна в Европа увеличава търсенето с около 6% (във Франция всеки градус над 20°C добавя приблизително 600 MW товар), а повишените речни температури ограничават охладителния капацитет на ядрени и топлоелектрически централи. Цените надхвърлят 400 EUR/MWh в Германия и 470 EUR/MWh в Полша.

Важна институционална стъпка е преходът на европейския пазар „ден напред“ към 15-минутна гранулярност на търговията от 1 октомври 2025 г., което позволява по-точно отразяване на бързите промени в соларната и вятърна генерация и създава по-добри ценови сигнали за гъвкави ресурси като батерии.

Еволюцията на ролята на газа от базов товар към пиково ценоообразуване

Докладът идентифицира фундаментална промяна в ролята на газовите централи в европейската електроенергийна система. Газът преминава от функция на постоянна базова генерация към роля на гъвкав резерв, който затваря цената предимно в пикови часове и при слабо ВЕИ-производство. Средният брой дневни стартирания на газови блокове нараства от 57 през 2019 г. до 88 през 2025 г., а средните работни часове на стартиране намаляват от 69 до 38. Това означава по-интензивен цикличен режим, по-кратки работни периоди, по-високи производствени разходи и по-ниска термична ефективност.

Делът на часовете, в които газовата генерация е рентабилна („gas-in-the-money“), се задържа на около 43% през 2025 г. Тези часове съвпадат с периоди на ниска соларна и вятърна наличност, когато газовите централи се включват за покриване на остатъчното търсене.

Корелацията между цените на газа и електроенергията остава умерено положителна, макар и с низходящ тренд – отражение на преходна система, в която ВЕИ все повече определят ценовите модели, но газът все още задава цената в критичните часове. Високият дял на фосилни горива в генериращия микс на дадена държава корелира директно с по-висок въглероден интензитет и по-високи борсови цени. България е сред държавите с дял на фосилни горива около 30% и средна борсова цена в горната част на класацията.

Газовият пазар per se се стабилизира при променени зависимости

Газовият микс на ЕС през 2025 г. остава силно зависим от внос: 50% тръбопроводен газ, 40% LNG (предимно от САЩ) и 10% вътрешно производство и съхранение. Руските тръбопроводни доставки намаляват с 162 TWh спрямо 2024 г. след прекратяването на транзита през Украйна, което е компенсирано от увеличение на вноса на LNG с 356 TWh. САЩ вече осигуряват над 50% от LNG на ЕС и 27% от общите газови доставки (на стойност около 23 млрд. евро през 2025 г.).

Глобалното предлагане на LNG нараства значително и между април и декември 2025 г. е с 412 TWh (35 млрд. куб. м) по-високо от средното за тригодишния период. До 2030 г. новото предлагане (+250 TWh/месец) се очаква да достигне двукратния обем на текущия внос на ЕС. Това допринася за стесняване на ценовия спред между САЩ и ЕС, особено в последното тримесечие на 2025 г.

Втората половина на 2025 г. бележи прекъсване на тенденцията за волатилни газови цени: ценовата нестабилност на NL-TTF спада до най-ниските нива от 2020 г., въпреки че газовите хранилища в ЕС са на най-ниските нива от 2021 г. – 82% на 1 ноември и 62% в края на годината. Потреблението на газ в ЕС обаче нараства леко с около 2% през 2025 г. (339 млрд. куб. м), което забавя темпа на постигане на целите по Fit-for-55 (280 млрд. куб. м до 2030 г.) и REPowerEU (190 млрд. куб. м). Необходимо е допълнително намаление от 17-44% спрямо нивата от 2025 г. в рамките на следващите пет години.

Дефицитът на гъвкавост: централното предизвикателство

Докладът на ACER определя недостатъчната системна гъвкавост като основната структурна слабост на европейската електроенергийна система. Нарастващите спредове между пикови и минимални борсови цени отразяват система, в която растежът на ВЕИ изпреварва развитието на решения за съхранение, реакция от страна на търсенето и междусистемни връзки. Ценовите модели за 2025 г. показват ясно географско разделение: държави с повече часове на отрицателни цени обикновено имат по-малко екстремни ценови пикове, и обратното, което подчертава ролята на междусистемните връзки за изглаждане на волатилността.

Електрическата мрежа се нуждае от значителни инвестиции за подкрепа на електрификацията: прогнозните годишни инвестиционни потребности достигат 100 милиарда евро между 2025 и 2050 г. До 2030 г. ЕС може да се възползва от допълнителни 85 GW междусистемен капацитет (към днешните 50 GW). Прогнозата за мрежовите разходи за домакинствата показва ръст от 66% между 2022 и 2050 г. – от 32 на 51 EUR/MWh.

Алтернативите на газовото съхранение за сезонна гъвкавост остават слабо развити – биометанът съставлява едва около 2% от общото газоснабдяване на ЕС.

Препоръки на ACER

Докладът формулира три основни групи препоръки:

• Ефективност и пазарна интеграция за достъпност и конкурентоспособност: осигуряване на ефективност по всички компоненти на крайната цена на електроенергията (борсова цена, мрежови такси, данъци) с цел подобряване на достъпността за домакинствата и конкурентоспособността на индустрията; разширяване на пазарната интеграция в подкрепа на декарбонизацията и глобалната конкурентоспособност на Европа.
• Укрепване на системната гъвкавост и междусистемните връзки: ускоряване на въвеждането на реакция от страна на търсенето, съхранение и други решения за гъвкавост за адресиране на разширяващите се вътрешнодневни ценови спредове; осигуряване на пазарни сигнали, позволяващи ефективен отговор на гъвкавите ресурси на вечерните ценови пикове; укрепване на трансграничните връзки за намаляване на регионалните ценови различия.
• Допълнителна диверсификация на газовите доставки и нисковъглеродни алтернативи: намаляване на конвенционалното потребление на газ при ускоряване на навлизането на възобновяеми газове; внимателно планиране на инфраструктурното развитие и тарифния дизайн за ограничаване на ръста на мрежовите разходи без компромис със сигурността на доставките.

Значение за България и региона

Докладът съдържа няколко наблюдения, пряко релевантни за Югоизточна Европа и България. Високите цени в региона на ЮИЕ през юли 2024 г. са изрично отбелязани като отделен пазарен епизод. Прекратяването на руския газов транзит през Украйна е довело до ценово разминаване в централно- и източноевропейските хъбове в началото на 2025 г. с по-силни потоци от запад и нарастващи транспортни разходи. България фигурира сред държавите с дял на фосилни горива около 30% в генериращия микс и средна борсова цена в горната част на диапазона. Делът на часовете с цени над 150 EUR/MWh в България и Румъния е сред най-високите в ЕС (17–19%), а часовете с отрицателни цени са практически нулеви – пряко свидетелство за недостатъчна гъвкавост и ограничен междусистемен капацитет за ефективно абсорбиране на нарастващите мощности от ВЕИ.