В навечерието на срещата на Европейския съвет на 19 и 20 март Eurelectric публикува информационен документ, изготвен от NEON, за да предостави аналитични препоръки като основа на предстоящите дискусии.
Документът е разделен на три части. Първата част разглежда въпроса дали цените на енергията в Европа са наистина толкова високи – настоящата ситуация е коренно различна от цените на енергията през 2022 г. – всъщност цените са се върнали до голяма степен до нивата си от преди кризата. Въпреки това в Европа продължават да съществуват големи ценови разлики. Докато в някои части на Европа цените на електроенергията са изключително конкурентни в международен план, в други индустрията и потребителите продължават да се сблъскват с по-високи цени в сравнение с части от САЩ. Основният фактор за тази структурна ценова разлика е природният газ, чиито цени в САЩ са три пъти по-ниски от тези в ЕС. Макар тази разлика да може да бъде намалена, тя не може да бъде напълно премахната.
Второ, меморандумът поставя въпроса дали настоящата пазарна структура, базирана на пределно ценообразуване, е оптималната система за осигуряване на функционираща, чиста електроенергийна система. Той показва, че пределното ценообразуване се използва често на суровинните пазари и илюстрира неговото функциониране чрез проста аналогия със суровините. Подчертава се, че пределното ценообразуване е стандартна характеристика на електроенергийните пазари в световен мащаб, включително в Северна Америка. Анализът заключава, че пределното ценообразуване остава най-ефективният механизъм за разпределение, тъй като гарантира, че се дава приоритет на производството с най-ниски разходи, и развенчава някои от основните „митове“ за пределното ценообразуване.
Трето, в него се поставя въпросът какви биха били ефектите от предложените промени в пазарния модел. Анализират се подробно някои от алтернативите, предложени на настоящата схема. Разгледани са две предложения: (i) „иберийско-италианският механизъм“ (субсидия за газ) и (ii) „предложението на Капрос“ (разделяне на пазара). Анализът показва, че съществуващият дизайн осигурява най-големи ползи за потребителите и че алтернативите биха довели или до същите резултати с по-сложна електроенергийна система, или до по-скъпа електроенергия за потребителите.
Резюме на анализа „Маргинално ценообразуване и „Merit Order“: защо предложените държавни интервенции на електроенергийния пазар на едро са неудачна идея
Контекст
На 12 февруари 2026 г., след неформална среща на Европейския съвет в Алден Бийзен, председателят на Европейската комисия Урсула фон дер Лайен постави въпроса дали настоящият дизайн на европейските пазари на едро за електроенергия все още е адекватен. Дискусията е насрочена за заседанието на Европейския съвет на 19-20 март 2026 г. Успоредно с това, няколко държави членки, сред които Италия и Австрия, предложиха конкретни интервенции в механизма на ценообразуване. Анализът, изготвен от берлинската консултантска компания Neon Neue Energieökonomik по поръчка на Eurelectric, предоставя аналитична основа за тази дискусия. В него се разглеждат три ключови въпроса: дали европейските цени на електроенергията са действително високи, дали маргиналното ценообразуване работи ефективно и какви последици биха имали предлаганите интервенции.
Ценовата ситуация: далеч от кризата от 2022 г.
Авторите категорично разграничават настоящата ценова среда от енергийната криза. През 2022 г. средните борсови цени на електроенергията в Германия достигат 270 €/MWh (коригирани с инфлацията), а фючърсните договори надхвърлят 1 000 €/MWh през август същата година. Днес борсовите цени са под 90 €/MWh, което е спад от 90-95% спрямо кризисния пик. Това е принципно различна ситуация и прилагането на кризисни мерки в нормална пазарна среда е неоправдано.
Същевременно анализът признава, че в определени части на Европа цените остават относително високи в международен план. Борсовите цени варират значително – от около 30 €/MWh в Скандинавия и 50 €/MWh във Франция до 80 €/MWh в Германия и близо 100 €/MWh в Източна и Югоизточна Европа. Разликите отразяват местните условия на предлагане: Иберийският полуостров разчита на евтина вятърна и слънчева генерация, Франция – на ядрения си парк, а скандинавските страни – на изобилните водни ресурси.
Сравнението Германия-Тексас: не пазарният дизайн е проблемът
За да илюстрира структурната ценова разлика между Европа и САЩ, анализът сравнява Германия и Тексас. Фючърсните цени в Германия са около 80 €/MWh, а в Тексас – около 45 €/MWh. Тази разлика от приблизително 35 €/MWh обаче не произтича от разлики в пазарния дизайн: Тексас също прилага маргинално ценообразуване и дори отива по-далеч, използвайки нодално (локационно маргинално) ценообразуване, което отразява и пределните разходи за преносна мрежа.
Двата основни фактора, обясняващи ценовата разлика, са цените на природния газ и въглеродното ценообразуване. Природният газ в Европа е около три пъти по-скъп – приблизително 30 €/MWh срещу 10 €/MWh в Тексас – поради зависимостта от внос на втечнен природен газ. Тази разлика оскъпява електроенергията от газови централи с около 40 €/MWh. При положение че газовите централи определят борсовата цена приблизително в половината от времето, това само по себе си обяснява около 20 €/MWh от разликата. Вторият фактор е европейската система за търговия с емисии (EU ETS), която при текущите цени на въглеродните квоти оскъпява електроенергията от газови централи с около 25 €/MWh, а от въглищни с двойно повече. При условие, че въглищата определят цената в около 10% от часовете, въглеродното ценообразуване добавя още около 20 €/MWh. Взети заедно, тези два фактора изцяло обясняват структурната разлика в борсовите цени.
Допълнително влияние оказват и определени енергийно-политически решения: бавно и скъпо разширяване на мрежата, забавено внедряване на интелигентни електромери, липса на локационни сигнали в тарифите и преждевременно извеждане от експлоатация на ядрени и въглищни мощности.
Маргиналното ценообразуване: стандартен пазарен механизъм
Анализът защитава тезата, че маргиналното ценообразуване не е нито специфично за електроенергията, нито изкуствено наложено правило. То е стандартният начин, по който се формират цените на всички конкурентни стокови пазари – от нефт и газ през мед и пшеница до самолетни билети и облачни данни. Равновесната пазарна цена се установява там, където пределната готовност на купувачите да платят за допълнителна единица се изравнява с пределните разходи за производството ѝ.
Кривата „Merit Order“ е просто краткосрочна крива на предлагане, показваща променливите разходи на различните генериращи мощности, предимно за гориво и въглеродни квоти. Тя не включва инвестиционните и фиксираните разходи. Единствената особеност на електроенергийния пазар е, че поради невъзможността за складиране, пазарното равновесие се определя на всеки четвърт час, а не еднократно.
Авторът подчертава, че маргиналната цена е единствената цена, при която има ефективен пазарен клиринг – предложеното количество съвпада с търсеното. Всяко изкуствено понижаване на цената създава дефицит на предлагане и налага въвеждане на режим на преразпределение, при който държавата решава кой получава своята „порция“ евтина електроенергия и кой не.
Разликата между борсовата цена и променливите разходи на производителите или т.нар. „контрибуционен марж“ често се бърка със „свръхпечалба“. Всъщност именно този марж покрива инвестиционните разходи и разходите за поддръжка. За нова ядрена централа например е необходимо ежедневно приходно покритие от около 4 милиона евро в продължение на 60 години, за да се възвърнат инвестиции от порядъка на 20 милиарда евро.
Анализът опровергава някои често срещани заблуди: че маргиналното ценообразуване е уникално за електроенергийния пазар (не е), че Merit order – кривата е задължително правило (тя е описателен модел), че „заплащане по оферта“ (pay-as-bid) би довело до различни цени (не би, тъй като участниците веднага биха адаптирали стратегията си), че борсовата цена е „обвързана“ с цената на газа по закон (връзката е икономическа и зависи от това дали газови централи определят цената, тоест, дали са затварящи централи в съответния момент) и др.
Предложените интервенции: повече вреда, отколкото полза
Две основни предложения са на дневен ред. Първото е т.нар. „Иберийски механизъм 2.0″, предложен от Италия, който субсидира газовите централи (или ги освобождава от плащания за въглеродни емисии), за да намали офертните им цени на борсата, като разходите за субсидията се възстановяват чрез такса върху потреблението на електроенергия. Второто предложение – „разделяне на пазара“ (market split), предложено от австрийското правителство по идея на проф. Пантелис Капрос – предвижда разделяне на пазара на едро на два сегмента: за ВЕИ и за конвенционални централи.
За „Иберийския механизъм“ авторите изтъкват, че условията, при които той е бил относително ефективен в Испания и Португалия през 2022 г. (изключително високи цени на газа, малък дял на газовата генерация, голям дял нисковъглеродна генерация, слаба трансгранична свързаност), далеч не са налице в днешната ситуация. При текущите ценови нива ефектът от механизма би бил минимален, а хеджираните потребители биха понесли разходите за новата такса, без да се възползват от по-ниски борсови цени. Това обезсърчава хеджирането и увеличава уязвимостта на потребителите при бъдеща ценова волатилност.
За „разделянето на пазара“ анализът отбелязва, че остават неизяснени фундаментални въпроси: как ще се разпределя евтината енергия от ВЕИ между потребителите, как ще функционира трансграничното пазарно свързване, как ще се организират пазарите в рамките на деня и балансиращите пазари.
Откъде ще дойдат парите?
Централният аргумент на анализа е, че изкуственото понижаване на борсовите цени не намалява реалните системни разходи, а просто ги преразпределя. Анализът разглежда три категории производители и показва защо за всяка от тях ефектът е ограничен или контрапродуктивен.
При субсидираните ВЕИ (например в Германия те осигуряват над 50% от електроенергията) схемите за подкрепа – feed-in тарифи и двупосочни договори за разлика (CfD) – автоматично компенсират спада в борсовите цени чрез увеличение на субсидиите. Всяко евро, спестено от потребителите на борсата, се връща като по-висока такса за субсидии.
При конвенционалните централи, чиито променливи разходи при текущи цени на газ и въглеродни квоти достигат 90-110 €/MWh за газови и 80-90 €/MWh за въглищни мощности, значително понижаване на борсовата цена би ги направило нерентабилни. Ако обаче тези централи са необходими за сигурността на доставките, те биха били компенсирани чрез плащания за системен резерв или други механизми, финансирани от мрежовите тарифи.
При ядрените и водноелектрическите централи, които осигуряват около една трета от европейската електроенергия, пълните разходи за поддръжка се оценяват на 50-70 €/MWh за съществуващи ядрени мощности. В много държави членки тези централи са държавна собственост и загубата на приходи в крайна сметка се покрива от данъкоплатците.
Заключение
Анализът на Neon достига до три основни извода. Първо, настоящата ценова ситуация е принципно различна от кризата от 2022 г. и не оправдава извънредни интервенции. Второ, маргиналното ценообразуване е стандартен, ефективен пазарен механизъм, който осигурява оптимален диспечинг, правилни инвестиционни сигнали и сигурност на доставките. Трето, предлаганите интервенции биха изкривили пазарните сигнали, подкопали доверието на инвеститорите и не биха постигнали реално намаление на крайните цени за потребителите – спестяванията от по-ниски борсови цени биха се компенсирали от увеличени субсидии, мрежови такси и данъци. Съществуват ефективни политически инструменти за намаляване на цените – целева подкрепа за уязвими потребители, структурни реформи за повишаване на ефективността на системата – но намесата в механизма на борсовото ценообразуване не е сред тях.
към пълния текст на доклада
